UNITED STATESSECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION

WASHINGTON, D.C. 20549

FORM 10-K

☒☒ ANNUAL REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934For the fiscal year ended October 31, 2019

OR

☐☐ TRANSITION REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934For the transition period from to

Commission file number: 1-14204

FUELCELL ENERGY, INC.(Exact name of registrant as specified in its charter)

 

Delaware   06-0853042(State or other jurisdiction of   (I.R.S. Employerincorporation or organization)   Identification No.)

     

3 Great Pasture Road    Danbury, Connecticut   06810

(Address of principal executive offices)   (Zip Code)

Registrant’s telephone number, including area code: (203) 825-6000Securities registered pursuant to Section 12(b) of the Act:

 

Title of each class   Trading Symbol (s)   Name of each exchange on which registeredCommon Stock, $0.0001 par value per share   FCEL   The Nasdaq Stock Market LLC (Nasdaq Global Market)

 

Securities registered pursuant to Section 12(g) of the Act: None 

Indicate by check mark if the registrant is a well-known seasoned issuer, as defined in Rule 405 of the Securities Act. Yes ☐ No ☒

Indicate by check mark if the registrant is not required to file reports pursuant to Section 13 or Section 15(d) of the Exchange Act. Yes ☐ No ☒Indicate by check mark whether the registrant (1) has filed all reports required to be filed by Section 13 or 15(d) of the Securities Exchange Act of 1934 during the preceding 12 months (or for such

shorter period that the registrant was required to file such reports), and (2) has been subject to such filing requirements for the past 90 days. Yes ☒ No ☐Indicate by check mark whether the registrant has submitted electronically every Interactive Data File required to be submitted pursuant to Rule 405 of Regulation S-T (§ 232.405 of this chapter) during

the preceding 12 months (or for such shorter period that the registrant was required to submit such files). Yes ☒ No ☐Indicate by check mark whether the registrant is a large accelerated filer, an accelerated filer, a non-accelerated filer, a smaller reporting company, or an emerging growth company. See the definitions of

“large accelerated filer,” “accelerated filer,” “smaller reporting company,” and “emerging growth company” in Rule 12b-2 of the Exchange Act. 

Large accelerated filer ☐   Accelerated filer ☐   Non-accelerated filer ☒   Smaller reporting company ☒            Emerging growth company ☐

If  an emerging growth company,  indicate by check mark if  the registrant  has elected not  to use the extended transition period for  complying with any new or revised financial  accounting standardsprovided pursuant to Section 13(a) of the Exchange Act.  ☐

Indicate by check mark whether the registrant is a shell company (as defined in Rule 12b-2 of the Exchange Act). Yes ☐ No ☒As of April 30, 2019, the aggregate market value of the registrant’s common stock held by non-affiliates of the registrant was $42,440,268 based on the closing sale price of $3.12 as reported on the

NASDAQ Global Market.Indicate the number of shares outstanding of each of the registrant’s classes of common stock, as of the latest practicable date.

 

Class   Outstanding at January 14, 2020Common Stock, $0.0001 par value per share   210,965,999

DOCUMENT INCORPORATED BY REFERENCE

Document Parts Into Which IncorporatedDefinitive Proxy Statement for the 2020Annual Meeting of Stockholders Part III

 FUELCELL ENERGY, INC.

INDEX     Page

Description   NumberPart I         

Item 1 Business   3     

Item 1A Risk Factors   32     

Item 1B Unresolved Staff Comments   51     

Item 2 Properties   51     

Item 3 Legal Proceedings   51     

Item 4 Mine Safety Disclosures   51     

Part II         

Item 5 Market for Registrant’s Common Equity, Related Stockholder Matters and Issuer Purchases of Equity Securities   52     

Item 6 Selected Financial Data   54     

Item 7 Management’s Discussion and Analysis of Financial Condition and Results of Operations   56     

Item 7A Quantitative and Qualitative Disclosures About Market Risk   92     

Item 8 Consolidated Financial Statements and Supplementary Data   93     

Item 9 Changes in and Disagreements with Accountants on Accounting and Financial Disclosure   152     

Item 9A Controls and Procedures   152     

Item 9B Other Information   153     

Part III         

Item 10 Directors, Executive Officers and Corporate Governance   156     

Item 11 Executive Compensation   156     

Item 12 Security Ownership of Certain Beneficial Owners and Management and Related Stockholder Matters   156     

Item 13 Certain Relationships and Related Transactions, and Director Independence   156     

Item 14 Principal Accounting Fees and Services   157     

Part IV         

Item 15 Exhibits and Financial Statement Schedules   157     

Item 16 Form 10-K Summary   168     

Signatures   169   

2

 PART I

Item 1. BUSINESS Index to Item 1. BUSINESS Page     

Forward-Looking Statement Disclaimer   4     

Background   5     

Additional Technical Terms and Definitions   6     

Overview   7     

Products   9     

Advanced Technology Programs   11     

Business Strategy   14     

Markets   17     

Manufacturing and Service Facilities   18     

Raw Materials and Supplier Relationships   19     

Engineering, Procurement and Construction   19     

Services and Warranty Agreements   20     

License Agreements and Royalty Income, Relationship with POSCO Energy   20     

Company Funded Research and Development   21     

Backlog   22     

Fuel Cell Technologies   23     

Competition   24     

Regulatory and Legislative Environment   25     

Government Regulation   26     

Proprietary Rights and Licensed Technology   26     

Significant Customers and Information about Geographic Areas   27     

Sustainability   28     

Associates   29     

Available Information   29 

3

 Forward-Looking Statement Disclaimer

This Annual Report on Form 10-K contains statements that the Company believes to be “forward-looking statements” within the meaning of the Private SecuritiesLitigation Reform Act of 1995. All statements other than statements of historical fact included in this Form 10-K, including statements regarding the Company’sfuture  financial  condition,  results  of  operations,  business  operations  and  business  prospects,  are  forward-looking  statements.    Words  such  as  “expects,”“anticipates,” “estimates,” “projects,” “intends,” “plans,” “believes,” “predicts,” “should,” “will,” “could,” “would,” “may,” “forecast,” and similar expressions andvariations of such words are intended to identify forward-looking statements. Such statements relate to, among other things, the following:

  • the development and commercialization by FuelCell Energy, Inc. and its subsidiaries (“FuelCell Energy,” “Company,” “we,” “us” and “our”) offuel cell technology and products and the market for such products,

  • expected operating results such as revenue growth and earnings,

  • our belief that we have sufficient liquidity to fund our business operations for the next 12 months,

  • future funding under Advanced Technologies contracts,

  • future financing for projects, including publicly issued bonds, equity and debt investments by investors and commercial bank financing,

  • the expected cost competitiveness of our technology, and

  • our ability to achieve our sales plans, market access and market expansion goals, and cost reduction targets.

The  forward-looking  statements  contained  in  this  report  are  subject  to  risks  and  uncertainties,  known  and  unknown,  that  could  cause  actual  results  to  differmaterially from those forward-looking statements, including, without limitation, the risks contained under Item 1A - Risk Factors of this report and the following:

  • general risks associated with product development and manufacturing,

  • general economic conditions,

  • changes in the utility regulatory environment,    

  • changes  in  the  utility  industry  and  the  markets  for  distributed  generation,  distributed  hydrogen,  and  carbon  capture  configured  fuel  cell  powerplants,

  • potential volatility of energy prices,

  • availability of government subsidies and economic incentives for alternative energy technologies,

  • our ability to remain in compliance with U.S. federal and state and foreign government laws and regulations and the listing rules of The NasdaqStock Market (“Nasdaq”),

  • rapid technological change,

  • competition,

  • our dependence on strategic relationships,

  • market acceptance of our products,

  • changes in accounting policies or practices adopted voluntarily or as required by accounting principles generally accepted in the United States,

  • factors affecting our liquidity position and financial condition,

  • government appropriations,

  • the ability of the government to terminate its development contracts at any time,

  • the ability of the government to exercise “march-in” rights with respect to certain of our patents,

4

 

  • the situation with POSCO Energy has limited and continues to limit our efforts to access the South Korean and Asian markets and could expose usto costs of arbitration or litigation proceedings,

  • our ability to implement our strategy,

  • our ability to reduce our levelized cost of energy and our cost reduction strategy generally,

  • our ability to protect our intellectual property,

  • litigation and other proceedings,

  • the risk that commercialization of our products will not occur when anticipated,

  • our need for and the availability of additional financing,

  • our ability to generate positive cash flow from operations,

  • our ability to service our long-term debt,

  • our ability to increase the output and longevity of our power plants, and

  • our ability to expand our customer base and maintain relationships with our largest customers and strategic business allies.

We cannot assure you that:

  • we will be able to meet any of our development or commercialization schedules,

  • we will be able to remain in compliance with the minimum bid price requirement of the Nasdaq listing rules,

  • any of our new products or technology, once developed, will be commercially successful,

  • our existing SureSource power plants will remain commercially successful,

  • the government will appropriate the funds anticipated by us under our government contracts,

  • the government will not exercise its right to terminate any or all of our government contracts, or

  • we will be able to achieve any other result anticipated in any other forward-looking statement contained herein.

The forward-looking statements contained herein speak only as of the date of this report and readers are cautioned not to place undue reliance on these forward-looking  statements.  Except  for  ongoing  obligations  to  disclose  material  information  under  the  federal  securities  laws,  we  expressly  disclaim  any  obligation  orundertaking to  release  publicly  any updates  or  revisions  to  any such statement  to  reflect  any change in  our  expectations  or  any change in  events,  conditions  orcircumstances on which any such statement is based. Background

Information contained in this report concerning the electric power supply industry and the distributed generation market, our general expectations concerning thisindustry  and  this  market,  and  our  position  within  this  industry  are  based  on  market  research,  industry  publications,  other  publicly  available  information  andassumptions made by us based on this information and our knowledge of this industry and this market, which we believe to be reasonable.  Although we believethat the market research, industry publications and other publicly available information, including the sources that we cite in this report, are reliable, they have notbeen independently verified by us and, accordingly, we cannot assure you that such information is accurate in all material respects.  Our estimates, particularly asthey relate to our general expectations concerning the electric power supply industry and the distributed generation market, involve risks and uncertainties and aresubject to change based on various factors, including those discussed under Item 1A - Risk Factors of this report.

5

 

As used in this report, all degrees refer to Fahrenheit (“F”); kilowatt (“kW”) and megawatt (“MW”) numbers designate nominal or rated capacity of the referencedpower plant; “efficiency” or “electrical efficiency” means the ratio of the electrical energy generated in the conversion of a fuel to the total energy contained in thefuel (lower heating value, the standard for power plant generation, assumes the water in the product is in vapor form; as opposed to higher heating value, whichassumes the water in the product is in liquid form, net of parasitic load); kW means 1,000 watts; MW means 1,000,000 watts; “kilowatt hour” (“kWh”) is equal to1kW of power supplied to or taken from an electric circuit steadily for one hour; and one British Thermal Unit (“Btu”) is equal to the amount of heat necessary toraise one pound of pure water from 59oF to 60oF at a specified constant pressure.

All dollar amounts are in U.S. dollars unless otherwise noted. Additional Technical Terms and Definitions Advanced Technologies - Advanced Technologies projects  involve the development of new products or applications based on existing carbonate or solid oxidetechnologies  or  new  electrochemical  technologies.    Examples  are  carbon  capture,  distributed  hydrogen,  solid  oxide  fuel  cells  and  solid  oxide  electrolysis  celltechnologies.    Advanced  Technologies  projects  are  typically  externally  funded  by  government  or  private  sources  and  executed  by  our  Advanced  TechnologiesGroup.

Availability - A measure of the amount of time a system is available to operate, as a fraction of total calendar time.  For power generation equipment, an industrystandard (IEEE (The Institute of Electrical and Electronics Engineers) 762, “Definitions for Use in Reporting Electric Generating Unit Reliability, Availability andProductivity”)  is  used  to  compute  availability.  “Availability  percentage”  is  calculated  as  total  period  hours  since  Commercial  Operations  Date  less  hours  notproducing electricity due to planned and unplanned maintenance divided by total period hours. Grid disturbances, force majeure events and site specific issues suchas a lack of available fuel supply or customer infrastructure repair do not penalize the calculation of availability according to this standard.

Carbonate Fuel Cell (“CFC”) - Carbonate fuel cells, such as the fuel cell power plants produced and sold by FuelCell Energy, are high-temperature fuel cells thatuse an electrolyte composed of a carbonate salt mixture suspended in a porous, chemically inert ceramic-based matrix. CFCs operate at high temperatures, enablingthe use of a nickel-based catalyst, a lower cost alternative to precious metal catalysts used in some other fuel cell technologies.

Combined Heat & Power (“CHP”) - A power plant configuration or mode of operation featuring simultaneous on-site generation from the same unit of fuel ofboth electricity and heat with the heat used to produce steam, hot water or heated air for both heating and cooling applications.

Commercial Operations Date (“COD”) - The date that testing and commissioning of a fuel cell project is completed and the fuel cell power plant is operationalwith power being generated and sold to the end-user.

Distributed Generation - Electric power that is generated where it is needed (distributed throughout the power grid) rather than from a central location. Centrallygenerated  power  requires  extensive  transmission  networks  that  require  maintenance  and  experience  efficiency  losses  during  transmission  while  distributedgeneration does not.    Distributed generation is typically classified as small  to mid-size power plants,  typically generating 75 MW or less.    Central  generation istypically classified as large power plants generating hundreds or even thousands of MW.

Microgrids -  Microgrids  are  localized  electric  grids  that  can  disconnect  from  the  traditional  electric  grid  to  operate  autonomously  and  strengthen  gridresiliency.  Microgrids can be composed only of SureSource power plants due to their continual power output or combine a variety of power generation types suchas fuel cells and solar arrays.

Nitrogen Oxides (“NOx”) - Generic term for a group of highly reactive gases, all of which contain nitrogen and oxygen in varying amounts. Many of the NOx arecolorless and odorless; however, they are a major precursor to smog production and acid rain. One common pollutant, Nitrogen Dioxide, along with particles in theair, can often be seen as a reddish-brown layer over an urban area. NOx form when fuel is burned at high temperatures, as in a combustion process. The primarymanmade sources of NOx are motor vehicles,  traditional fossil  fuel fired electric utility generation, and other industrial,  commercial and residential sources thatburn fuels.

6

 

Particulate Matter (“PM”) -  Solid or liquid particles  emitted into the air  that  are generally caused by the combustion of materials  or dust  generating activities.Particulate matter caused by combustion can be harmful to humans as the fine particles of chemicals, acids and metals may get lodged in lung tissue.

Power Purchase Agreement (“PPA”) - A Power Purchase Agreement is a contract that enables a power user to purchase energy under a long-term contract wherethe user agrees to pay a predetermined rate for the kilowatt-hours delivered from a power generating asset while avoiding the need to own the equipment and paythe upfront capital cost.  The PPA rate is typically fixed (with an escalation clause tied to a consumer price index or similar index), or pegged to a floating indexthat is on par with or below the current electricity rate being charged by the local utility company. A PPA is typically for a term of 10 to 20 years.

Renewable Biogas or Biogas -  Renewable  Biogas  is  fuel  produced  by  biological  breakdown  of  organic  material.    Biogas  is  commonly  produced  in  biomassdigesters  employing  bacteria  in  a  heated  and  controlled  oxygen  environment.    These  digesters  are  typically  used  at  wastewater  treatment  facilities  or  foodprocessors to break down solid waste and the biogas produced is a byproduct of the waste digestion. Biogas can be used as a renewable fuel source for SureSourcefuel cell plants located on site where the biogas is produced with gas cleanup, or it can be processed further to meet pipeline fuel standards and injected into a gaspipeline network, which is termed Directed Biogas.  Directed Biogas requires additional processing to increase the Btu content of the gas, which increases cost andconsumes power.  Use of Biogas at the point of production (on-site) is more efficient and more economical.  

Solid Oxide Electrolysis Cell (“SOEC”) - Solid Oxide Electrolysis Cells are electrochemical cells with the same cell and stack structure as Solid Oxide Fuel Cells,but are operated in reverse – instead of producing power from fuel and oxygen, SOEC cells produce hydrogen and oxygen from steam when supplied with power. 

Solid Oxide Fuel Cell (“SOFC”) - Solid Oxide Fuel Cells are electrochemical cells with a non-porous ceramic material as the electrolyte. SOFCs operate at hightemperatures (slightly higher than carbonate fuel cells) eliminating the need for costly precious-metal catalysts, thereby reducing cost. Like carbonate fuel cells, thehigh  operating  temperature  enables  internal  reforming  of  the  hydrogen  rich  fuel  source.  The  Solid  Oxide  Fuel  Cell  platform can  be  operated  in  fuel  cell  mode(producing power from fuel) or electrolysis mode (producing hydrogen from power) and can alternate between the two.

Sulfur Oxide (“SOx”) - Sulfur oxide refers to any one of the following: sulfur monoxide, sulfur dioxide (“SO2”) and sulfur trioxide. SO2 is a byproduct of variousindustrial processes. Coal and petroleum contain sulfur compounds, and generate SO2 when burned.  SOx compounds are particulate and acid rain precursors. Overview

FuelCell Energy, based in Connecticut, was founded in 1969 as a New York corporation to provide applied research and development services on a contract basis.We completed our initial public offering in 1992 and reincorporated in Delaware in 1999.  We began selling stationary fuel cell power plants commercially in 2003.

With  more  than  9.5  million  megawatt  hours  of  clean  electricity  produced,  FuelCell  Energy  is  now  a  global  leader  in  delivering  environmentally-responsibledistributed  baseload  power  solutions  through  our  proprietary,  molten-carbonate  fuel  cell  technology.  Today,  we  develop  turn-key  distributed  power  generationsolutions  and  operate  and  provide  comprehensive  service  for  the  life  of  the  power  plant. We  are  working  to  expand  the  proprietary  technologies  that  we  havedeveloped over the past five decades into new products, markets and geographies.

Fiscal year 2019 was one of transformation for FuelCell Energy. We restructured our management team and our operations in ways that are intended to support ourgrowth and achieve our profitability  and sustainability  goals.  We raised capital  under  our  at-the-market  sales  plan,  which allowed us to pay down our accountspayable  and stay current  on our forbearance agreements.    We repaid a  substantial  portion of our  short-term debt,  retired our Series  C and Series  D ConvertiblePreferred Stock obligations, and refocused on our core competencies in an effort to drive top-line revenue. We believe we have emerged from a difficult fiscal 2019as  a  stronger  company,  better  positioned to  execute  on our  business  plan.  Our  recent  achievements,  accomplished  during one of  the  most  stressful  times  in  theCompany’s  history,  include:  (a)  closing  on  a  new  $200  million  credit  facility  with  Orion  Energy  Partners  Investment  Agent,  LLC  and  certain  of  its  affiliatedlenders  (“Orion  Energy  Partners”),  (b)  executing  a  new Joint  Development  Agreement  with  ExxonMobil  Research  and  Engineering  Company (“EMRE”),  withanticipated revenues of up to $60 million, (c)

7

 

restructuring our business to realize annualized operating savings of approximately $15 million, (d) making progress in constructing certain projects in our backlog,including the Connecticut Municipal Electric Energy Cooperative (“CMEEC”) project at the U.S. Navy base in Groton, Connecticut and the commissioning andstartup of the 2.8 MW Tulare BioMAT project in California, (e) relaunching our sub-megawatt product in Europe, (f) executing a strategic relationship with E.OnBusiness Solutions,  an affiliate  of one of the largest  utilities  in the world,  to market  and distribute our products beyond the two FuelCell  operating plants E.Onalready owns, (g) extending the maturity of the Class A Cumulative Redeemable Exchangeable Preferred Shares issued by FCE FuelCell Energy Ltd. (the “Series 1Preferred Shares”) by one year, and (h) concluding our engagement with Huron Consulting Services, LLC (“Huron Consulting”) after successful restructuring andpayoff of our prior senior secured credit facility.

We will use this new focus coming out of our restructuring to advance our core goals of:

  • Executing on our backlog and new project awards;

  • Growing our generation portfolio;

  • Competing for and winning new business around the world; and

  • Developing and commercializing our Advanced Technologies platform of products. 

In  order  to  achieve  our  core  goals,  we  will  focus  in  2020  on  implementing  our  new  “Powerhouse”  business  strategy  to  strengthen  our  business,  maximizeoperational efficiencies and position us for future growth. The “Powerhouse” business strategy is focused on three fundamental pillars – Transform, Strengthen,Grow – which are described in further detail below. Transform We spent the latter half of fiscal 2019 working on and achieving the following:

  • Restructured our management team: We appointed a new President, Chief Executive Officer and Chief Commercial Officer, Jason Few, to leadour organization, and promoted Michael Lisowski to the positions of Executive Vice President and Chief Operating Officer and Anthony Leo tothe positions of Executive Vice President and Chief Technology Officer. Together with our Executive Vice President and Chief Financial Officer,Michael  Bishop,  and  our  Executive  Vice  President,  General  Counsel,  Chief  Administrative  Officer  and  Corporate  Secretary,  JenniferArasimowicz, we believe that this executive management team is well positioned to execute on our new “Powerhouse” business strategy.    

  • Secured funding:  Closed on a $200 million senior secured credit facility with Orion Energy Partners to support execution of our current projectsand provide balance sheet strength and liquidity.

  • Restructured organization:    Concluded  our  engagement  with  Huron  Consulting  after  successful  restructuring  and  payoff  of  our  prior  seniorsecured credit facility.

  • Delivered cost savings:  Realized annualized operating savings of approximately $15 million through the restructuring of our business.

  • Refinanced debt:  Repaid a substantial portion of our short-term debt with funds from a combination of sales of our common stock under our at-the-market sales plan and our long-term credit facility with Orion Energy Partners.

 Strengthen

  • Capital deployment:  Continue to focus on disciplined capital deployment and obtaining lower-cost, long-term financing for completed generationprojects.

  • Commercial excellence:  Strengthen customer relationships and build a customer-centric reputation.

  • Operational excellence:  Implement a rigorous approach to executing and delivering our backlog on-time and on-budget.

  • Cost reductions: Focus on continued lean resource management and cost reduction opportunities.

8

 

  • Focused Execution: Continue to develop and define a clear strategic roadmap for the Company.

Grow

  • Sales growth:  Increase product sales to key strategic customers, and grow service revenue through pricing strategy, reducing the cost of ownershipfor our customers and enhancing service solutions, including long duration energy storage.

  • Innovation:    Increase length of  product  life  and product  reliability,  and expand commercialization of  new technologies such as  carbon capture,hydrogen, biofuels, and solid oxide systems.

  • Segment leadership:  Capitalize  on  our  expertise  in  the  key  addressable  markets  of  biofuels,  microgrid  development,  and  hydrogen  economyexpansion for industry, transportation and electric power generation.

  • Geographic and market expansion: Continue to develop new clean and renewable energy partnerships to advance carbon capture, hydrogen andmulti-fuel/biofuel technology, and pursue growth in global markets.

Our mission and purpose remains to utilize our proprietary, state-of-the-art fuel cell power plants to reduce the global environmental footprint of baseload powergeneration  by  providing  environmentally  responsible  solutions  for  reliable  electrical  power,  hot  water,  steam,  chilling,  hydrogen,  microgrid  applications,  andcarbon capture and, in so doing, drive demand for our products and services, thus realizing positive stockholder returns.

Our  fuel  cell  solution  is  a  clean,  efficient  alternative  to  traditional  combustion-based  power  generation  and  is  complementary  to  an  energy  mix  consisting  ofintermittent  sources  of  energy,  such  as  solar  and  wind  turbines.    Our  systems  answer  the  needs  of  diverse  customers  across  several  markets,  including  utilitycompanies,  municipalities,  universities,  hospitals,  government  entities  and a  variety  of  industrial  and commercial  enterprises.  We provide solutions for  variousapplications, including utility-scale distributed generation, on-site power generation and combined heat and power, with the differentiating ability to do so utilizingmultiple sources of fuel including natural gas, Renewable Biogas (i.e., landfill gas, anaerobic digester gas), propane and various blends of such fuels. Our multi-fuel source capability is significantly enhanced by our proprietary gas-clean-up skid.

Products

Our  core  fuel  cell  products  offer  clean,  highly  efficient  and  affordable  power  generation  for  customers,  including  the  sub-megawatt  SureSource  250  TM andSureSource 400 TM in Europe, and the 1.4 MW SureSource 1500TM, the 2.8 MW SureSource 3000TM, and the 3.7 MW SureSource 4000TM globally.  The plantsare scalable for multi-megawatt utility applications, microgrid applications, distributed hydrogen, or on-site CHP generation for a broad range of applications.  

The global SureSource product line is uniformly based on the same carbonate fuel cell technology.  Using a standard design globally enables supply chain volume-based cost reduction, optimal resource utilization and long-life product enhancements.  Our power plants utilize a variety of available fuels to produce electricityelectrochemically, in a process that is highly efficient, quiet, and produces virtually none of the particulate pollutants associated with traditional combustion-basedpower generation solutions. In addition to electricity, our standard fuel cell configuration produces high quality thermal energy (approximately 700° F), suitable forheating facilities or water, or steam for industrial processes or for absorption cooling.  When configured for CHP, our system efficiencies can potentially reach upto 90%, depending on the application.  When configured for distributed hydrogen our plants produce hydrogen in addition to power, with an effective efficiency(counting the fuel that would have been used to produce hydrogen conventionally) of up to 80% before considering waste heat utilization, which can raise the totalefficiency even higher.

Our proprietary carbonate fuel cell technology generates electricity directly from a fuel, such as natural gas or Renewable Biogas, by reforming the fuel inside thefuel  cell  to  produce  hydrogen.  This  internal,  proprietary  “one-step”  reforming  process  results  in  a  simpler,  more  efficient,  and cost-effective  energy  conversionsystem compared with external reforming fuel cells.  Additionally, natural gas has an established infrastructure and is readily available in our existing and targetmarkets compared to some types of fuel cells that can only operate on high purity hydrogen, and Biogas is rapidly growing in production around the world. Ourproducts are fuel flexible, and mainly utilize clean natural gas and Renewable Biogas generated by the customer on-site or directed Biogas generated at a distantlocation and transported via the existing common carrier gas pipeline networks. The unique chemistry of our Carbonate Fuel Cells allows them to directly use lowBtu on-site Biogas with no reduction in output or efficiency compared to

9

 

operation on natural gas.  We have developed proprietary Biogas cleanup and contaminant monitoring equipment which, combined with the inherent suitability ofthe Carbonate Fuel Cell chemistry, gives us an advantage in on-site Biogas applications.   Our SureSource 1500 and SureSource 3000 power plants are the onlysystems certified to California Air Resource Board (“CARB”) emissions standards under the Distributed Generation Certification Program for operation with on-site Biogas. In addition, we have demonstrated operation of our carbonate fuel cell technology with other fuel sources including coal syngas and propane.

Our fuel cells operate at approximately 1,100° F. A key advantage of high temperature fuel cells is that they do not require the use of precious metal electrodesrequired  by  lower  temperature  fuel  cells,  such  as  proton-exchange  membrane  (“PEM”)  fuel  cells.    As  a  result,  we  are  able  to  use  less  expensive  and  readilyavailable industrial metals, primarily nickel and stainless steel, as catalysts for our fuel cell components. Another key advantage of our fuel cell design is that theyare easily sited with a relatively small footprint given the amount of power produced. There is minimal noise produced by the mechanical balance of plant (“BOP”)and a clean emissions profile, making our fuel cells ideally suited for urban and in building suburban applications at or near the point of energy consumption.

We market different configurations and applications of our SureSource plants to meet specific market needs, including:

  • On-Site Power (Behind the Meter):   Customers  benefit  from improved  power  reliability  and  energy  security  from on-site  power  that  reducesreliance on the electric grid in an environmentally responsible manner.  Utilization of the high quality thermal energy produced by the fuel cell in aCHP configuration supports economic and sustainability goals by lessening or even avoiding the need for combustion-based boilers for heat and itsassociated cost, pollutants and carbon emissions.  Heat can be used to produce hot water or steam or to drive high efficiency absorption chillers forcooling applications.

  • Utility Grid Support: Our  SureSource  power  plants  are  scalable,  which  enables  siting  multiple  fuel  cell  power  plants  together  in  a  fuel  cellpark.    Fuel  cell  parks  enable  utilities  to  add clean and continuous multi-megawatt  power  generation  on a  very small  footprint  when and whereneeded  and  enhance  the  resiliency  of  the  electric  grid  by  reducing  reliance  on  large  central  generation  plants  and  the  associated  transmissionsystem.  Consolidating  certain  equipment  for  multiple  plants,  such  as  fuel  processing,  reduces  the  cost  per  megawatt  hour  for  fuel  cell  parkscompared to individual fuel cell power plants.  Deploying our SureSource power plants throughout a utility service territory can also help utilitiescomply  with  government-mandated  clean  energy  regulations,  meet  air  quality  standards,  maintain  continuous  power  output  and  improve  gridreliability.  Our fuel cells can  firm-up the total utility power generation solution when combined with intermittent power generation, such as solaror wind, or less efficient combustion-based equipment that provides peaking or load following power.

  • Higher Electrical Efficiency - Multi-Megawatt Applications:  The SureSource 4000 is designed to extract more electrical power from each unit offuel with electrical efficiency of approximately 60% and targets applications with large load requirements and limited thermal utilization such asutility/grid support or data centers.  

  • Microgrid Applications: SureSource plants can also be configured as a microgrid, either independently or with other forms of power generation, toprovide  continuous  power  and  a  seamless  transition  during  times  of  grid  outages.    We  have  multiple  installations  serving  as  examples  of  oursolutions operating within microgrids, some individually and some with other forms of power generation.

In summary, our solutions offer many advantages:

  • Distributed generation: Generating power near or at the point of use improves power reliability and energy security and lessens the need for costlyand difficult-to-site generation and long distance high voltage and distributed transmission infrastructure susceptible to disruption, thus enhancingthe resiliency of the grid.

  • Clean: Our  SureSource  solutions  produce  electricity  electrochemically  −  without  combustion  −  directly  from  readily  available  fuels  such  asnatural gas and Renewable Biogas in a highly efficient process,

10

 

  delivering  clean  baseload  energy.  The  virtual  absence  of  pollutants  facilitates  siting  the  power  plants  in  regions  with  clean  air  permittingregulations and is an important public health benefit.

  • Highly efficient: Fuel cells are the most efficient power generation option in their size class, providing the most power from a given unit of fuel,reducing fuel costs. This high electrical efficiency also reduces carbon emissions compared to less efficient combustion-based power generation.

  • Combined heat and power: Our power plants provide both electricity and usable high quality heat/steam from the same unit of fuel.  The heat canbe used for facility heating and cooling or further enhancing the electrical efficiency of the power plant in a combined cycle configuration. Whenconfigured for CHP, our system efficiencies can potentially reach up to 90%, depending on the application.

  • Reliability / continuous operation: Our  SureSource  power  plants  improve  power  reliability  and  energy  security  by  lessening  reliance  on  thetransmission and distribution infrastructure of the electric grid. Unlike solar and wind power, fuel cells are able to operate continuously regardlessof weather, time of day, or geographic location.

  • Fuel flexibility: Our  SureSource  power  plants  can  operate  on  a  variety  of  existing  and  readily  available  fuels,  including  natural  gas,  on-siteRenewable Biogas, directed Biogas, flare gas and propane.

  • Scalability: Our  solutions  are  scalable,  providing  a  cost-effective  solution  to  adding  power  incrementally  as  demand  grows,  such  as  multi-megawatt fuel cell parks supporting the electric grid and large scale commercial and industrial operations.

  • Quiet operation: Our SureSource solutions operate quietly and without vibrations because they produce power without combustion and containvery few moving parts, which also enhances reliability.

  • Easy to site: Our SureSource power plants are relatively easy to site by virtue of their ultra-clean emissions profile, modest space requirements andquiet operation.  These characteristics facilitate the installation of the power plants in urban locations with scarce and expensive land.  A 10 MWfuel  cell  park  only  requires  about  one  acre  of  land  whereas  an  equivalent  size  solar  array  requires  up  to  seven-to-ten  times  as  much  land,illustrating how fuel cell parks have a much lower environmental impact on land use, and are easy to site in high density areas with constrainedland resources and adjacent to the demand source, thereby avoiding costly transmission construction.

 Advanced Technologies Programs

Our  Advanced  Technologies  programs,  including  our  carbon  capture,  local  hydrogen  production  and  solid  oxide  fuel  cells  and  electrolysis  for  energy  storagerepresent  future  market,  product  and  revenue  opportunities  for  the  Company  beyond  our  current  product  line. We  undertake  both  privately-funded  and  publicresearch and development to develop these opportunities, reduce costs, and expand our technology portfolio.

Our  multi-featured  power  plant  platforms  can  be  configured  to  provide  a  number  of  value  streams,  including  clean  electricity,  high  quality  usable  heat,  andhydrogen suitable for vehicle fueling, industrial purposes or power generation, and to concentrate CO2 from coal, biomass and natural gas fired power plants andindustrial applications.  

We have historically worked on technology development with various U.S. government departments and agencies, including the Department of Energy (“DOE”),the Department of Defense (“DOD”), the Environmental Protection Agency (“EPA”), the Defense Advanced Research Projects Agency (“DARPA”), the Office ofNaval Research (“ONR”), and the National Aeronautics and Space Administration (“NASA”). Government funding, principally from the DOE, provided 6%, 8%and 9% of our revenue for the fiscal years ended October 31, 2019, 2018, and 2017, respectively.

11

 

Our Advanced Technologies programs are currently focused on commercializing solutions within three strategic areas:

  1) Carbon capture for emissions reduction in traditional fossil fuel fired generation and industrial applications combined with power generation;

  2) Distributed hydrogen production, compression, and recovery; and

  3) SOFC/SOEC for stationary power generation, electrolysis and long duration energy storage.

Carbon Capture – Power generation and industrial applications are the source of two-thirds of the world’s carbon emissions. Coal and natural gas are abundant,low-cost resources that are widely used to generate electricity in developed and developing countries, but burning these fuels, as well as burning biomass, results inthe emission of criteria pollutants and CO2. Cost effective and efficient carbon capture from power generation and industrial applications globally represents a largemarket because it could enable clean use of all available fuels. The SureSource CaptureTM system separates and concentrates CO2 from the flue gases of naturalgas,  biomass  or  coal-fired  power  plants  or  industrial  facilities  as  a  side  reaction  that  extracts  and  purifies  the  CO2 in  the  flue  gas  during  the  power  generationprocess  and  destroys  approximately  70% of  NOx  emissions.  The  production  of  additional  power  during  the  capture  process,  as  opposed  to  consuming  power,differentiates  the  SureSource  Capture  system from all  other  forms of  carbon capture.  This  could  make the  SureSource Capture  system more  cost  effective  thanother systems which are being considered for carbon capture. SureSource Capture systems can be implemented in increments, managing capital outlay to matchdecarbonization  objectives  and  regulatory  requirements.    Since  our  solution  generates  a  return  on  capital  resulting  from the  fuel  cell's  production  of  electricityrather  than  an  increase  in  operating  expense  required  by  other  carbon  capture  technologies,  it  can  extend  the  life  of  existing  power  plants.  We  have  a  jointdevelopment agreement with EMRE to develop and commercialize this application of our core technology. See additional discussion concerning our relationshipwith EMRE under the section below entitled “License Agreements and Royalty Income”. We are also working on a carbon capture project with Drax Power Station,the largest single-site renewable power generator in the United Kingdom.

Distributed Hydrogen Production, Compression, and Recovery - On-site  or  distributed  hydrogen  generation,  produced  cleanly,  represents  an  attractive  andexpansive market.    Our high temperature fuel cells  generate electricity directly from a fuel by reforming the fuel inside the fuel cell  to supply hydrogen for theelectrical generation process.  We have developed a process by which gas separation technology can be added to our core fuel cell to capture hydrogen that is notused by the electrical generation process, and we refer to this configuration as SureSource Hydrogen. The SureSource Hydrogen product has the potential to be acompelling solution for industrial users of hydrogen and in transportation fueling applications. The 2.3 MW SureSource Hydrogen plant has a hydrogen output ofapproximately 1,200 kg per day, in addition to the electricity, thermal energy and water generated by the fuel cell. Hydrogen is typically made from natural gas inlarge central steam methane reforming (“SMR”) plants. The conventional reforming process involves burning fossil fuel to produce steam and to heat a fuel/steammixture to a high temperature,  which is then passed over a catalyst  that converts the methane/water mixture to carbon dioxide and hydrogen.   The need to burnfossil fuel to provide thermal energy produces additional carbon dioxide criteria pollutant emissions, and SMRs are significant water consumers.  A similar,  butenvironmentally sustainable, process happens in SureSource internal reforming: methane (from natural gas or Biogas) reacts with water to produce hydrogen, but,in the internal reforming process, the water and the heat are byproducts of the fuel cell reaction.  There is no need to burn fuel to supply heat, and there is no needto supply water.  In fact, a SureSource Hydrogen plant is a net water producer, not a water consumer.  When operated on Biogas, SureSource Hydrogen systemsproduce renewable hydrogen, but, even when fueled with natural gas, they produce hydrogen with a lower carbon impact than conventional SMR because of theuse of internal heat instead of burning fuel.

SOFC/SOEC and Energy Storage – We are developing a solution for long duration energy storage using our proprietary solid oxide technology.  Our solid oxidestacks are capable of alternating between electrolysis and power generation mode.  Instead of producing power from fuel and air, a solid oxide fuel cell stack inelectrolysis  mode  splits  water  into  hydrogen  and  oxygen  using  supplied  electricity.    A  storage  system based  on  SOFC/SOEC technology  will  start  with  storedwater, which will be converted to hydrogen during charging by electrolysis in the solid oxide stacks.   The hydrogen is stored as compressed gas in cylinders orunderground,  creating  the  ability  to  produce  a  virtually  limitless  supply.    When discharge  power  is  needed,  the  stored  hydrogen  is  sent  back  to  the  solid  oxidestacks, which react it with air to produce power and to regenerate the water, which is stored for the next cycle.

The key aspect  of  this  approach is  that  the reactant  (water)  is  inexpensive and plentiful.    Long duration storage can be achieved by adding water  and hydrogenstorage capacity, without the need to add excessive amounts of conventional battery reactants (e.g. Lithium, Cobalt, etc.), which have supply constraints for broadadoption and which present disposal challenges.  Long duration energy storage is going to be required at large scale during time periods ranging from hourly toseasonal in order to manage high penetration of intermittent renewable resources, and this

12

 

water/hydrogen based approach of our SOFC/SOEC technology has the potential to be the key enabler of long duration storage.

SOFC power plant design and manufacturing is complementary to our carbonate-based megawatt-scale product line and affords us the opportunity to leverage ourfield operating history, our existing expertise in power plant design, fuel processing and high volume manufacturing capabilities, and our existing installation andservice infrastructure.  Additionally, the target market for storage applications is electric utilities, which is a market in which we are already active.  

We  perform  SOFC/SOEC  research  and  development  at  our  Danbury,  Connecticut  headquarters,  as  well  as  at  our  dedicated  SOFC/SOEC  facility  in  Calgary,Alberta, Canada.  We are working under a variety of awards from the DOE for development and commercialization of both SOFC and SOEC, and, during fiscalyear  2019,  we advanced our  solid  oxide power generation,  electrolysis  and energy storage applications  by executing on our  existing DOE contracts.    Our  solidoxide  development  activities  are  focused  on  three  applications:    power  generation,  electrolysis,  and  energy  storage  (which  is  a  combination  of  the  firsttwo).    During fiscal  year  2019,  we conducted our  first  prototype field  test  of  a  250kW natural  gas  fueled SOFC power plant  at  the  Clearway Energy Center  indowntown Pittsburgh, Pennsylvania.  We are currently fabricating an advanced electrolysis system for testing in our Danbury, Connecticut headquarters, and wewere  recently  awarded  funding  from the  DOE to  convert  the  electrolysis  system to  a  reversible  storage  facility  after  the  electrolysis  testing  is  complete  in  late2020.  We believe that energy storage based on reversible solid oxide stacks can be a game changer for long duration energy storage.  

We believe there are significant market opportunities for distributed hydrogen production, carbon capture, solid oxide fuel cell solutions and energy storage thatrepresent potential future revenue opportunities for the Company. The projects described above allow us to leverage third-party resources and funding to acceleratethe commercialization and realize the market potential of each of these solutions and virtually eliminate the need to rely on and use rare earth minerals.

SureSource Emissions Profile

Fuel  cells  are  non-combustion  devices  that  directly  convert  chemical  energy  (fuel)  into  electricity,  heat  and  water.    Because  fuel  cells  generate  powerelectrochemically rather than by combusting (burning) fuels, they are more efficient in extracting energy from fuels and produce less CO2 and only trace levels ofpollutants compared to combustion-type power generation or traditional power sources used to firm-up intermittent power sources, such as wind and solar.  Thefollowing table illustrates the favorable emission profile of our SureSource power plants: 

  Emissions (Lbs. Per MWh)

NOX   SO2   PM CO2   CO2

with CHPAverage U.S. Fossil Fuel Plant (1)     0.48       2.6       0.08       1,533     NAMicroturbine (60kW) (2)     0.44       0.008       0.09       1,596     520 - 680Small Natural Gas Turbine (3)     1.15       0.008       0.08       1,494     520 - 680SureSource - natural gas (4) 0.01   0.0001   0.00002   940   520 - 680SureSource 4000 High Efficiency Plant 0.01   0.0001   0.00002   740   520 - 680SureSource - utility scale carbon capture 0.01   0.0001   0.00002   80   n/aSureSource - renewable biogas 0.01   0.0001   0.00002   < 0   < 0 The high efficiency of our products results in significantly less CO2 per unit of power production compared to the average U.S. fossil fuel power plant, and thecarbon  emissions  are  reduced  even  further  when  configured  for  CHP  applications  or  biofuels.    When  our  power  plants  are  operating  on  Renewable  Biogas,government agencies and regulatory bodies generally classify them as carbon neutral due to the renewable nature of the fuel source. The low CO2 emissions andlow criteria pollutants from SureSource power plants have a significant impact on sustainability and air quality because they avoid emissions 24 hours a day.  Thehigh capacity  factor  of  baseload SureSource systems maximizes  the  impact  of  their  environmental  benefits.    The following table  shows how the low emissionscombined  with  high  capacity  factor  result  in  emissions  avoidance  comparable  to  or  better  than  intermittent  renewable  power  sources.    While  wind  and  solarrenewable power sources may completely avoid these emissions while operating, given their low capacity factors, they avoid fewer emissions than fuel cells onlybecause they operate for fewer hours per day. When wind and solar renewable power sources are not operating, higher emission resources are required to operate,thus diluting the benefits. Additionally, all renewable power sources have life cycle emissions associated with manufacture and disposal.

13

  

    Capacity Emissions, lb/MWh Avoided Emissions, Tons/y per MW     Factor, % NOX   PM10 CO2   NOX   PM10 CO2  

Average US Grid (5)             1.10    0.05    1501      —      —      — SureSource 3000 with CHP (6) 90% 0.01 0.00 738 4.3 0.19 3,008 SureSource 4000 90% 0.01 0.00 778 4.3 0.19 2,848 SureSource Biogas fuel 90% 0.01 0.00 0 4.3 0.19 5,917 Rooftop Solar (7)     23%     —      —      —    1.1    0.05      1,479 Utility Scale Solar PV (7)     29%     —      —      —    1.4    0.06      1,874 Wind (7)     47%     —      —      —    2.2      0.10      3,057

 

 (1) Updated Greenhouse Gas and Criteria Air Pollutant Emission Factors of the US Electric Generating Units in 2010; Argon National Laboratory September 2013.(2) The Regulatory Assistance Project, "Model Regulations for the Output of Specified Air Emissions from Smaller Scale Electric Generation Resources."(3) The Regulatory Assistance Project, "Model Regulations for the Output of Specified Air Emissions from Smaller Scale Electric Generation Resources."(4) SureSource estimates based on Company specifications.(5) Grid emissions rates for NOX and CO2. From EPA eGrid 2016, US Average non-baseload rates. Grid emissions rate for PM10 from ANL report "Updated Greenhouse Gas and Criteria

Air Pollutant Emission Factors of the US Electric Generating Units in 2010", 2019 Projection.(6) SureSource estimates based on Company specifications.(7) Solar and Wind capacity factors are average of range from Lazard LCOE Analysis version 12, November 2018. Business Strategy

Our business model is based on multiple revenue streams, including power plant and component sales; recurring service revenue, mainly through long-term serviceagreements; recurring electricity, capacity and renewable attribute sales under PPAs and tariffs for projects we retain in our generation portfolio; and revenue frompublic and private industry research contracts under Advanced Technologies.

We are a complete solutions provider, controlling the design, manufacturing, sales, installation, operations and maintenance of our patented fuel cell  technologyunder long-term power purchase and service agreements. When principally utilizing long-term PPAs, the end-user of the power or utility hosts the installation andonly  pays  for  power  as  it  is  delivered,  avoiding  up-front  capital  investment.  We  also  develop  projects  and  sell  equipment  directly  to  customers,  providing  acomplete solution of engineering, installing and servicing the fuel cell power plant under an engineering, procurement and construction (“EPC”) agreement and along-term maintenance and service agreement.  In all cases, FuelCell Energy maintains the long-term recurring service obligation and associated revenues runningconterminous with the life of the project.

We  target  large-scale  power  users  with  our  megawatt-class  installations  globally,  and  currently  offer  sub-megawatt  solutions  for  smaller  power  consumers  inEurope.    To provide  a  frame of  reference,  one  megawatt  is  adequate  to  continually  power  approximately  1,000  average  sized  U.S.  homes.    Our  customer  baseincludes  utility  companies,  municipalities,  universities,  hospitals,  government  entities  and  a  variety  of  industrial  and  commercial  enterprises.  Our  leadinggeographic market is currently the United States, and we are pursuing opportunities in other countries around the world.

Our power plants provide electricity priced competitively to grid-delivered electricity in certain regions, and our strategy is to continue to reduce costs, which webelieve will lead to wider adoption. Our business model involves full life-cycle management of our projects and fuel cell solutions, from design through operationand maintenance, including removal and recycling. By weight, approximately 93% of the entire power plant can be re-used or recycled at the end of its useful life.

Our extensive intellectual property portfolio consists of patents, trade secrets and collective experience, which acts as a foundation for expanding and maximizingour solutions portfolio.  

14

 

Market Adoption

We target vertical markets and geographic regions that:

  1) Benefit from and value clean distributed generation;

  2) Are located where there are high energy costs, poor grid reliability, and/or challenged transmission distribution lines;

  3) Have a need for distributed hydrogen for transportation or industry; and

  4) Are aligned with regulatory frameworks that harmonize energy, economic and environmental policies.

Our business model focuses on providing these vertical markets and geographic regions with highly efficient and affordable distributed generation that delivers de-centralized power in a low-carbon, virtually pollutant-free manner. Geographic markets that meet these criteria and where we are already well established includethe  Northeastern  United  States  and  California.    We  have  also  installed  and  are  operating  plants  in  Europe  and  Asia,  mainly  South  Korea,  in  addition  to  NorthAmerica.

The Company has made significant progress with reducing costs and creating markets since the commercialization of our products in 2003, with more than 255MW  of  our  SureSource  technology  currently  installed  and  operating.  We  believe  that  we  can  accelerate  and  expand  the  adoption  of  our  distributed  powergeneration  solutions  through  (1)  further  reductions  in  the  total  cost  of  ownership,  (2)  continued  education  regarding  the  value  that  our  solutions  provide,  (3)geographic and segment expansion, (4) growing demand for onsite generation, (5) microgrid expansion, and (6) product expansion across biofuels, carbon captureand local hydrogen.  

Fuel Cell Power Plant Ownership Structures

Historically, in the United States, customers or developers typically purchased our fuel cell power plants outright.  As the size of our fuel cell projects has grownand the availability of project capital has improved, project structures in the U.S. have transitioned to predominantly PPAs.  Under a PPA, the utility or end-user ofthe  power  commits  to  purchase  power  as  it  is  produced  for  an  extended  period  of  time,  typically  10-to-20  years.    Examples  of  customers  that  have  previouslyentered into PPAs include universities, a pharmaceutical company, hospitals and utilities.  A primary advantage for the customer is that it does not need to commitits own capital or own a power generating asset, yet it enjoys the benefits of fuel cell power generation.

Once the PPA is executed and project financing is committed, construction of the fuel cell project can begin.  At or around the Commercial Operation Date, theproject  may  be  sold  to  a  project  investor  or  retained  by  the  Company.    If  the  project  is  sold,  revenue  from  the  product  sale  is  recognized,  and  the  Companyrecognizes revenue separately for the long-term maintenance and service agreement over the term of that agreement.  If the project is retained, electricity, capacityand/or renewable energy credits are recognized monthly over the term of the PPA. We report the financial performance of retained projects as generation revenueand income.

Our decision to retain certain projects is based in part on the recurring, predictable cash flows these projects can offer us, the proliferation of PPAs in the industryand the potential access to capital.  Retaining PPAs affords the Company the full benefit of future cash flows under the PPAs, which are higher than if we sell theprojects, although it requires more upfront capital investment and financing.  As of October 31, 2019, our operating portfolio of retained projects totaled 26.1 MWwith an additional 79.5 MW under development or construction.  The Company plans to continue to grow this portfolio in a balanced manner, while also sellingprojects to investors when selling presents the best value and opportunity for the Company’s capital or meets the customer’s desired ownership structure. Levelized Cost of Energy

Our fuel cell projects deliver power at a rate comparable to pricing from the grid in our targeted markets.  Policy programs that help to support adoption of cleandistributed power generation often lead to below-grid pricing.  We measure power costs by calculating the Levelized Cost of Energy (“LCOE”) over the life of theproject.  

15

 

There are several primary elements to LCOE for our fuel cell projects, including:

  1) Capital cost;

  2) Operations and maintenance cost; and

  3) Fuel expense.

Given the level of integration in our business model of manufacturing, installing and operating fuel cell power plants, there are multiple areas and opportunities forcost reductions. We are actively managing and reducing costs in all three LCOE areas as follows:

  • Capital Cost - Capital costs of our projects include costs to source material, manufacture, install, interconnect, finance and complete any on-siteapplication requirements such as configuring for a microgrid and/or heating and cooling applications.  We have reduced the product cost of ourmegawatt-class power plants by more than 60% from the first commercial installation in 2003. Further cost reductions will primarily be obtainedfrom higher production volumes and engineering efficiency, which are expected to lead to reductions in the per-unit cost of materials purchased,supported  by  continued  engineering,  supply  chain  and  manufacturing  cost  reductions.    Our  supply  chain  organization  is  actively  engaged  instrategic initiatives with suppliers to optimize production efficiencies and reduce waste while increasing quality and platform uptime, and loweringoverall  product/platform  costs.  Strategic  sourcing  initiatives  are  established  to  ensure  adequate  production  capacity  is  qualified  in  advance  ofproduction  volume  scale  up.  Our  industrial  engineering,  manufacturing  and  quality  operations  continue  to  embrace  Lean  Six  Sigma  principlesthroughout,  focusing on continuous improvement,  elimination  of  waste  and increases  in  yields  and quality  while  reducing cost.  Larger  projectsoffer  scale  and  the  opportunity  to  consolidate  systems  and  reduce  costs.  In  addition  to  these  cost  reduction  efforts,  our  technology  roadmapincludes  plans  to  increase  the  output  of  our  power  plants,  which  will  add  further  value  for  our  customers  and  reduce  LCOE.  We  are  alwaysworking to obtain the lowest cost financing for our generation projects.

  • Operations and Maintenance Cost –  Through  secure  connections,  we  remotely  monitor,  operate,  and  maintain  our  fuel  cell  power  plants  tooptimize  performance  and  meet  or  exceed  expected  operating  parameters  throughout  the  operational  lives  of  the  plants.  Operations  andmaintenance (“O&M”) is a key driver for power plants to deliver on projected electrical output and revenue.  Each model of our SureSource powerplants  has  a  design  life  of  25  to  30  years.  The  fuel  cell  modules,  currently  manufactured  with  a  7-year  cell  design  life,  go  through  periodicreplacement, while the BOP systems, which consist of conventional mechanical and electrical equipment, are maintained over the plant life. Theprice for planned periodic fuel cell stack replacements is included in our long-term service agreements or in the per kWh price of the PPA. Weexpect to continually drive down the cost of O&M with an expanding fleet, which will leverage our investments in this area.  Additionally, we arecontinuing  to  develop  fuel  cells  that  have  longer  useful  lives,  which  is  intended  to  reduce  O&M  costs  by  increasing  our  scheduled  modulereplacement period to in excess of seven years.

  • Fuel Expense -  Our  fuel  cells  directly  convert  chemical  energy  (fuel)  into  electricity,  heat,  water,  and,  in  certain  configurations,  other  valuestreams such as high purity hydrogen.   Our power plants  can operate on a variety of existing and readily available fuels,  including natural  gas,Renewable Biogas, directed Biogas and propane.  Our SureSource power plants deliver electrical efficiencies of 47% for systems targeting CHPapplications and 60% for systems targeting electric-only applications, such as grid support and data centers.  In a CHP configuration, our plantscan deliver even higher system efficiency, depending on the application.  Considering utilized waste heat in CHP applications, total efficiency ofsystems using our power plants is typically 60% to 80% and can be as high as 90%.  These efficiencies compare to average U.S. fossil fuel plantgeneration efficiency of about 40% with grid line losses.  Increasing electrical efficiency and reducing fuel costs is a key element of our operatingcost reduction efforts and a competitive advantage against traditional combustion-based technologies.

An important and differentiating factor that benefits fuel cells when comparing LCOE to other forms of power generation is that our solutions provide deliveredelectricity that minimizes or even avoids the costs of high voltage and distributed transmission. Energy can be produced right at the point of use. When comparingLCOE across different forms of power generation, transmission should be considered.  Power generation far from where the power is used requires transmission,which is a cost to ratepayers, creates risk of system outages, increases cyber attack risk, and is inefficient due to line losses of power in the transmission process.Recent events, including hurricanes along the Gulf

16

 

coast and Puerto Rico, wildfires in California, and significant snow and ice storms in the Northeastern U.S., prove that transmission systems are more vulnerable tostorm-related and other interruptions than locally-generated energy.  

Recently, California was affected by the utility policy of Public Safety Power Shutoffs (“PSPS”), a preemptive effort by the utility companies to prevent wildfiresfrom being started by electrical equipment during strong and dry wind conditions. Two plants manufactured and operated by FuelCell Energy remained operationalas part of their respective microgrids in areas impacted by PSPS and provided steady, reliable power to the University of California, San Diego and the Santa RitaJail during a time when over 3 million people were generally affected by PSPS.

Producing power near the point of use also facilitates the development of CHP applications, since it is easier to find a user for fuel cell waste heat in distributedapplications.  Using waste heat to avoid burning fuel for thermal applications reduces LCOE (by avoiding fuel cost) and avoids additional carbon emissions andcriteria pollutants. Markets

Vertical Markets

Access to clean, affordable and reliable power has transformed how most of the world lives today. The ability to provide power cleanly and efficiently is taking ongreater  importance and urgency in many regions of the world.  FuelCell  Energy’s products and services are specifically  designed to deliver such clean,  efficientpower globally.  

Central generation and its associated transmission requirements and distribution grid are difficult to site, costly, prone to interruption and generally take many yearsto  permit  and  build.    Some types  of  power  generation  that  were  widely  adopted  in  the  past,  such  as  nuclear  and  coal  power,  are  no  longer  welcome in  certainregions  of  the  world.    The  cost  and  impact  to  public  health  and  the  environment  of  pollutants  and  greenhouse  gas  emissions  impact  the  siting  of  new  powergeneration.  The attributes of SureSource power plants address these challenges by providing virtually particulate-free baseload power and, where desired, thermalenergy at the point of use in a highly-efficient process that is affordable to consumers.

We target distinct markets, including:

  • Utilities and independent power producers;

  • Industrial and process applications;

  • Education and health care;

  • Data centers and communication;

  • Wastewater treatment;

  • Government;

  • Commercial and hospitality; and

  • Microgrids.

The utilities and independent power producers market is our largest vertical market with customers that include utilities on the East and West coasts of the UnitedStates, such as Avangrid Holdings, Long Island Power & Light, Southern California Edison and Pacific Gas & Electric. In Europe, utility customers include E.ONConnecting Energies, one of the largest utilities in the world, and Switzerland-based ewz.  In South Korea, we are contracted to operate and maintain a 20 MWplant for Korea Southern Power Company (“KOSPO”).

Our SureSource power plants are producing power for a variety of industrial, commercial, municipal and government customers, including manufacturing facilities,pharmaceutical processing facilities, universities, healthcare facilities and wastewater treatment facilities.  These institutions desire efficient, clean and continuouspower to reduce operating expenses, reduce greenhouse gas emissions and avoid pollutant emissions to meet their sustainability goals, while boosting resiliencyand limiting dependence on the distribution grid.  CHP applications further support economic and sustainability initiatives by minimizing or avoiding the use ofcombustion-based boilers for heat.  Our SureSource power plants are unique in their ability to run on biofuels. With the growing market for anaerobic digestion (theproduction of Biogas from the breakdown of biodegradable materials in the absence of oxygen) and increasingly stringent regulations regarding air quality, we seea growing market opportunity that is perfectly suited for our fuel

17

 

cell design. SureSource power plants  operating on Renewable Biogas are an especially compelling value proposition as they convert  a waste product into cleanelectricity and heat, while eliminating flaring, which addresses certain economic and sustainability challenges faced by our customers. Biogas is generated by thedecay of organic material  (i.e.,  biomass).  This decaying organic material releases  methane,  or  Biogas. As a harmful  greenhouse gas,  Biogas cannot be releaseddirectly into the atmosphere. Flaring creates pollutants and wastes this potential fuel source. Capturing and using Biogas as a fuel addresses these challenges andprovides a carbon-neutral renewable fuel source. Our patented, proprietary clean-up skid, SureSource TreatmentTM, provides an economical and reliable system fortreating Biogas for use on-site at the Biogas production facility.

Wastewater  treatment  facilities,  food  and  beverage  processors  and  agricultural  operations  produce  Biogas  as  a  byproduct  of  their  operations.  Disposing  of  thisgreenhouse gas can be harmful to the environment if released into the atmosphere or flared. Our SureSource power plants convert this Biogas into electricity andheat efficiently and economically. Wastewater facilities with anaerobic digesters are an attractive market for our SureSource solution including the power plant aswell  as  treatment  of  the  Biogas.  Many wastewater  treatment  plants  currently  flare  Biogas produced in  the  anaerobic  digestion process,  emitting  NOx, SOx andparticulates  into  the  atmosphere,  which  does  not  meet  many  air  quality  regulations.  Since  our  fuel  cells  operate  on  the  Renewable  Biogas  produced  by  thewastewater  treatment  process  and  the  heat  is  used  to  support  daily  operations  at  the  wastewater  treatment  facility,  the  overall  thermal  efficiency  of  theseinstallations is high, supporting economics and sustainability.  In addition,  the fuel  cell  does not emit  the harmful NOx, SOx and particulates  that  come out of aflare.  On-site  Biogas  projects  are  more  efficient  and  more  economical  than  Directed  Biogas  projects  because  less  gas  processing  is  required  compared  to  theprocessing  needed  to  get  the  on-site  gas  to  pipeline  quality.    The  unique  chemistry  of  carbonate  fuel  cells  allows  them to  use  low Btu  on-site  Biogas  with  noreduction in output or efficiency compared to operation on natural  gas.    We have developed proprietary Biogas cleanup and contaminant monitoring equipmentwhich, combined with the inherent suitability of the carbonate fuel cell chemistry, gives us an advantage in on-site Biogas applications.  Our SureSource 1500 andSureSource 3000 power plants are the only systems certified to CARB emissions standards under the Distributed Generation Certification Program for operationwith on-site Biogas.

Our  fuel  cell  solutions  are  also  well  suited  for  microgrid  applications,  either  as  the  sole  source  of  power  generation  or  integrated  with  other  forms  of  powergeneration.    We have fuel  cells  operating as microgrids at  universities and municipalities,  including one university microgrid owned by Clearway Energy and amunicipal-based microgrid owned by Avangrid.  For the municipal-based system, under normal operation, the fuel cell supplies power to the grid.  If the grid isdisrupted, the fuel cell plant will automatically disconnect from the grid and power a number of critical municipal buildings. Heat from this municipal-based fuelcell plant is used by the local high school. As mentioned above, our fuel cell-based microgrids have continued operating during PSPS events in California. Manufacturing and Service Facilities

We operate  a  167,000  square-foot  manufacturing  facility  in  Torrington,  Connecticut  where  we  produce  the  individual  cell  packages  and  assemble  the  fuel  cellmodules. This facility also houses our global service center. Our completed modules are conditioned in Torrington and shipped directly to customer sites.  Annualcapacity (module manufacturing, final assembly, testing and conditioning) is 100 MW per year under the Torrington facility’s current configuration when beingfully utilized.  The Torrington facility is sized to accommodate eventual annual production capacity of 200 MW per year.

The expansion of the Torrington facility has enabled the consolidation of warehousing and service facilities, which has resulted in reduced leasing expenses.  Theadditional  space is also expected to lead to additional  manufacturing efficiencies by providing the needed space to re-configure the manufacturing lines withoutinterrupting production.  As demand supports, a second phase will be undertaken to add manufacturing equipment to increase annual capacity to 200 MW.  

We design and manufacture the core SureSource fuel cell components that are stacked on top of each other to build a fuel cell stack.  For megawatt-scale powerplants,  four  fuel  cell  stacks  are  combined  to  build  a  fuel  cell  module.    To  complete  the  power  plant,  the  fuel  cell  module  or  modules  are  combined  with  theBOP.  The mechanical BOP processes the incoming fuel such as natural gas or Renewable Biogas and includes various fuel handling and processing equipmentsuch  as  pipes  and  blowers.  The  electrical  BOP  processes  the  power  generated  for  use  by  the  customer  and  includes  electrical  interface  equipment  such  as  aninverter.    The  BOP components  are  either  purchased  directly  from suppliers  or  the  manufacturing  is  outsourced  based  on  our  designs  and  specifications.    Thisstrategy allows us to

18

 

leverage our manufacturing capacity, focusing on the critical aspects of the power plant where we have specialized knowledge and expertise and possess extensiveintellectual property.  BOP components are shipped directly to a project site and are then assembled with the fuel cell module into a complete power plant.

The  Torrington  production  and  service  facility  and  the  Danbury  corporate  headquarters  and  research  and  development  facility  are  ISO  9001:2015  and  ISO14001:2015  certified  and  our  Field  Service  operation  (which  maintains  the  installed  fleet  of  our  plants)  is  ISO  9001:2015  certified,  reinforcing  the  tenets  ofFuelCell Energy’s quality management system and our core values of continual improvement and commitment to quality, environmental stewardship, and customersatisfaction.  Sustainability  is  promoted  throughout  our  organization.  We  manufacture  SureSource  Products  and  manage  them  through  end-of-life  usingenvironmentally friendly business processes and practices, certified to ISO 14001:2015. We continually improve how we plan and execute across the entire productlife  cycle.  We  strive  for  “cradle-to-cradle”  sustainable  business  practices,  incorporating  sustainability  in  our  corporate  culture.  We  utilize  “Design  forEnvironment” principles in the design, manufacture, installation and servicing of our power plants. “Design for Environment” principles aim to reduce the overallhuman health and environmental impact of a product, process or service, when such impacts are considered across the product’s lifecycle. We maintain a chain ofcustody and responsibility of our SureSource products throughout the product life cycle. When our plants reach the end of their useful lives, we can refurbish andre-use certain parts and then recycle most of what we cannot re-use. By weight, approximately 93% of the entire power plant can be re-used or recycled at the endof its useful life.

We have a manufacturing and service facility in Taufkirchen, Germany that has the capability to perform final module assembly for up to 20 MW per year of sub-megawatt fuel cell power plants to service the fuel cell power plant demand in the European market. Our European service activities are also operated out of thislocation. Our operations in Europe are certified under both ISO 9001:2015 and ISO 14001:2015.

We have a research and development facility in Calgary, Alberta, Canada that is focused on the engineering and development of the Company’s SOFC and SOECtechnology.

Raw Materials and Supplier Relationships

We use various commercially available raw materials and components to construct a fuel cell module, including nickel and stainless steel, which are key inputs inour  manufacturing  process.  Our  fuel  cell  stack  raw  materials  are  sourced  from  multiple  vendors  and  are  not  considered  precious  metals.    We  have  a  globalintegrated supply chain.  While we manufacture the fuel cell module in our Torrington facility, the electrical and mechanical BOPs are assembled by and procuredfrom several suppliers. All of our suppliers must undergo a stringent and rigorous qualification process. We continually evaluate and qualify new suppliers as wediversify our supplier base in our pursuit of lower costs and consistent quality. We purchase mechanical and electrical BOP components from third party vendors,based on our own proprietary designs.

Engineering, Procurement and Construction (“EPC”)

We provide customers with complete turn-key solutions,  including development,  engineering,  procurement,  construction,  interconnection and operations for ourfuel cell projects.  From an EPC standpoint, we have an extensive history of safe and timely delivery of turn-key projects.  We have developed relationships withmany  design  firms  and  licensed  general  contractors  and  have  a  repeatable,  safe,  and  efficient  execution  philosophy  that  has  been  successfully  demonstrated  innumerous jurisdictions, both domestically and abroad, all with an exemplary safety record.  The ability to rapidly and safely execute installations minimizes high-cost construction period financing and can assist customers in certain situations when the Commercial Operations Date is time sensitive. 

19

 Services and Warranty Agreements

We offer a comprehensive portfolio of services, including engineering, project management and installation, and long-term operating and maintenance programs,including  trained  technicians  that  remotely  monitor  and  operate  our  plants  around  the  world,  24  hours  a  day  and  365  days  a  year.    We  directly  employ  fieldtechnicians to service the power plants and maintain service centers near our customers to support the high Availability of our plants.  

For  all  operating  fuel  cell  plants  not  under  a  PPA,  customers  purchase  long-term service  agreements,  some of  which  have  terms  of  up  to  20  years.  Pricing  forservice  contracts  is  based  upon  the  value  of  service  assurance  and  the  markets  in  which  we  compete  and  includes  all  future  maintenance  and  fuel  cell  moduleexchanges.  Each model of our SureSource power plants has a design life of 25-to-30 years. The fuel cell modules, with legacy modules having a 5-year cell designlife  and  current  production  modules  having  a  7-year  cell  design  life,  go  through  periodic  replacement,  while  the  BOP  systems,  which  consist  of  conventionalmechanical and electrical equipment, are maintained over the life of the plant.

Under  the  typical  provisions  of  both  our  service  agreements  and  PPAs,  we  provide  services  to  monitor,  operate  and  maintain  power  plants  to  meet  specifiedperformance levels.  Operations  and maintenance  is  a  key driver  for  power plants  to deliver  their  projected revenue and cash flows.    The service  aspects  of  ourbusiness  model  provide  a  recurring  and  predictable  revenue  stream  for  the  Company.    We  have  committed  future  production  for  scheduled  fuel  cell  moduleexchanges  under  service  agreements  and  PPAs  through  the  year  2038.    The  pricing  structure  of  the  service  agreements  incorporates  these  scheduled  fuel  cellmodule exchanges and the committed nature of this production facilitates our production planning. Many of our PPAs and service agreements include guaranteesfor system performance, including electrical output and heat rate. Should the power plant not meet the minimum performance levels, we may be required to replacethe fuel cell module with a new or used replacement module and/or pay performance penalties.  Our goal is to optimize the power plants to meet expected operatingparameters throughout their contracted service term.

In  addition  to  our  service  agreements,  we provide  a  warranty  for  our  products  against  manufacturing  or  performance  defects  for  a  specific  period  of  time.  Thewarranty term in the U.S. is typically 15 months after shipment or 12 months after acceptance of our products.  We accrue for estimated future warranty costs basedon historical experience.

License Agreements and Royalty Income; Relationship with POSCO Energy

License Agreement with ExxonMobil Research and Engineering Company

EMRE and FuelCell Energy began working together in 2016 under an initial Joint Development Agreement with a focus on better understanding the fundamentalscience behind carbonate fuel cells for use in advanced applications and specifically how to increase efficiency in separating and concentrating carbon dioxide fromthe exhaust of natural gas-fueled power generation.

In June 2019, we entered into a license agreement with EMRE, a wholly-owned subsidiary of ExxonMobil Corporation, to facilitate the further development of ourSureSource CaptureTM product  (the “EMRE License Agreement”).  Pursuant  to the EMRE License Agreement,  the Company granted EMRE and its  affiliates  anon-exclusive,  worldwide,  fully-paid,  perpetual,  irrevocable,  non-transferable  license  and  right  to  use  our  patents,  data,  know-how,  improvements,  equipmentdesigns, methods, processes and the like to the extent it is useful to research, develop and commercially exploit carbonate fuel cells in applications in which the fuelcells  concentrate  carbon  dioxide  from industrial  and  power  sources  and  for  any  other  purpose  attendant  thereto  or  associated  therewith,  in  exchange  for  a  $10million  payment.  Such  right  and  license  is  sublicenseable  to  third  parties  performing  work  for  or  with  EMRE  or  its  affiliates,  but  shall  not  otherwise  besublicenseable.

The EMRE License Agreement facilitated the execution of a new joint development agreement with EMRE, effective October 31, 2019 and executed in fiscal year2020, pursuant to which we will  continue exclusive research and development efforts  with EMRE to evaluate and develop new and/or improved carbonate fuelcells to reduce carbon dioxide emissions from industrial and power sources, in exchange for  (a) payment of (i) an exclusivity and technology access fee of $5.0million,  (ii)  up  to  $45.0  million  for  research  and  development  efforts,  and  (iii)  milestone-based  payments  of  up  to  $10.0  million  after  certain  technologicalmilestones are met, and (b) certain licenses.  As a result of the execution of the EMRE License Agreement in fiscal year 2020, the associated revenue and backlogwill be accounted for in fiscal year 2020.

20

 

License Agreements with POSCO Energy

From approximately 2007 through 2015, we relied on POSCO Energy Co., Ltd. (“POSCO Energy”) to develop and grow the South Korean and Asian markets forour products and services.  

We record license fees and are entitled to receive royalty income from POSCO Energy related to manufacturing and technology transfer agreements entered into in2007,  2009 and 2012.    The Cell  Technology Transfer  Agreement  ("CTTA"),  executed in  October  2012,  provides  POSCO Energy with  the  technology rights  tomanufacture,  sell,  distribute  and  service  our  SureSource  300,  SureSource  1500  and  SureSource  3000  fuel  cell  technology  in  Asia.  POSCO Energy  built  a  cellmanufacturing facility in Pohang, South Korea which became operational in late 2015.

In October 2016, the Company and POSCO Energy extended the terms of the 2007 and 2009 manufacturing and technology transfer agreements to be consistentwith the term of the CTTA, which expires on October 31, 2027.   The CTTA requires POSCO Energy to pay us a 3.0% royalty on POSCO Energy net productsales,  as well  as a royalty on scheduled fuel cell  module replacements under service agreements for modules that were built  by POSCO Energy and installed atplants  in  Asia  under  the  terms  of  long-term  service  agreements  between  POSCO  Energy  and  its  customers.  While  the  aforementioned  manufacturing  andtechnology transfer agreements entered into in 2007, 2009 and 2012 remain in effect, due to certain actions and inactions of POSCO Energy, the Company has notrealized any material revenues, royalties or new projects developed by POSCO Energy since 2016.

In  March  2017,  we entered  into  a  memorandum of  understanding  (“MOU”)  with  POSCO Energy  to  permit  us  to  directly  develop  the  Asian  fuel  cell  business,including the right for us to sell SureSource solutions in South Korea and the broader Asian market. In June 2018, POSCO Energy advised us in writing that it wasterminating  the  MOU  effective  July  15,  2018.    Pursuant  to  the  terms  of  the  MOU,  notwithstanding  its  termination,  we  will  continue  to  execute  on  salescommitments in Asia secured in writing prior to July 15, 2018, including the 20 MW power plant installed for KOSPO.

On or about November 2, 2018, POSCO Energy served FuelCell Energy with an arbitration demand, initiating a proceeding to resolve various outstanding amountsbetween the companies. The parties amicably resolved the arbitration proceeding in July 2019. Since that date, we have made numerous attempts to engage withPOSCO Energy to address the need for deployment of carbonate fuel cell technology in the Asian market in accordance with the requirements of the manufacturingand technology transfer agreements, our understanding of the desire of the South Korean government to advance fuel cell and hydrogen technology, and the needsof the Asian market, but have made little progress to date.

In  November  2019,  POSCO Energy  spun-off  its  fuel  cell  business  into  a  new  entity,  Korea  Fuel  Cell,  Ltd.  (“KFC”).  As  part  of  the  spin-off,  POSCO Energytransferred manufacturing and service rights under the aforementioned manufacturing and technology transfer agreements to KFC, but retained distribution rights,including trademarks, and severed its own liability under the aforementioned manufacturing and technology transfer agreements. We believe that these actions areall  in  material  breach  of  the  terms  of  the  CTTA  and  other  manufacturing  and  technology  transfer  agreements  and  are  effectively  a  misappropriation  of  theCompany’s  intellectual  property.  We  have  formally  objected  to  POSCO  Energy’s  spin-off,  and  POSCO Energy  has  posted  a  bond  to  secure  any  liabilities  toFuelCell Energy arising out of the spin-off. In light of the situation with POSCO Energy, we are evaluating all of our options with respect to our relationship andagreements with POSCO Energy, including trade related matters, POSCO Energy’s material breach of its obligations under the CTTA and the manufacturing andtechnology transfer agreements, and the misappropriation of our intellectual property. Company Funded Research and Development

In  addition to  research  and development  performed under  research  contracts,  including as  described  in  Advanced Technology Programs,  we also  fund our  ownresearch  and  development  activities  to  support  the  commercial  fleet  with  product  enhancements  and  improvements.  During  fiscal  year  2018,  we  launched  ourseven-year life stacks, which extended our stack life from five years to seven years. Greater power output and improved longevity are expected to lead to improvedgross margin profitability on a per-unit basis for each power plant sold and improved profitability of service contracts, which are expected to support expandinggross margins for the Company.

21

 

In addition to output and life enhancements, we designed and introduced the 3.7 MW SureSource 4000 configuration with increased electrical efficiency, and wecontinually  invest  in  cost  reduction  and  improving  the  performance,  quality  and  serviceability  of  our  plants.  These  efforts  are  intended  to  improve  our  valueproposition.

Company-funded research and development is included in Research and development expenses (operating expenses) in our consolidated financial statements.  Thetotal research and development expenditures in the consolidated statement of operations, including third party and Company-funded expenditures, are as follows: 

  Years Ended October 31, (dollars in thousands) 2019 2018 2017 Cost of Advanced Technologies contract revenues   $ 12,884    $ 10,360    $ 12,728 Research and development expenses     13,786      22,817      20,398 

Total research and development   $ 26,670    $ 33,177    $ 33,126 

 Backlog Backlog represents definitive agreements executed by the Company and our customers. Contract backlog as of October 31, 2019 and 2018 consisted of the following (in thousands): 

  2019 2018 Commercial:                Product   $ —    $ 1 Service (a)     169,371      251,650 Generation     1,114,366      839,483 License (b)     22,931      — 

Total Commercial   $ 1,306,668    $ 1,091,134                  Advanced Technologies               Funded   $ 11,758    $ 15,934 Unfunded     220      16,449 

Total Advanced Technologies   $ 11,978    $ 32,383                  Total Contract Backlog   $ 1,318,646    $ 1,123,517

 

 (a) In  July  2018,  we  contracted  to  operate  and  maintain  a  20  MW  plant  for  Korea  Southern  Power  Company  (“KOSPO”).  This  contract  was  originally

included  in  backlog  as  a  twenty  year  contract,  which  reflected  the  total  potential  term  of  the  contract.  Under  the  terms  of  the  contract,  KOPSO has  arenewal  option  in  year  ten.  Thus,  in  conjunction  with  the  adoption  of  Accounting  Standards  Codification  Topic  606,  “Revenue  from  Contracts  withCustomers,”  which was adopted and implemented by the Company on November  1,  2018,  service  backlog was reduced by $64.3 million in fiscal  year2018 and fiscal  year  2019 compared to  the amounts  previously  disclosed.  Should KOSPO exercise  its  renewal  option,  service  backlog will  be adjustedaccordingly.  

(b) License backlog was not included prior to the adoption of Accounting Standards Update (“ASU”) 2014-09, “Revenue from Contracts with Customers,”which was implemented by the Company on November 1, 2018.

 Service and generation backlog as of October 31, 2019 had a weighted average term of approximately 18 years, with weighting based on dollar backlog and utilityservice contracts of up to 20 years in duration at inception.  Generally, our government research and development contracts are subject to the risk of termination atthe convenience of the contracting agency.

Our backlog amount outstanding is not indicative of amounts to be earned in the upcoming fiscal  year.    The specific elements of backlog may vary in terms oftiming and revenue recognition from less than one year to up to 20 years.  

The Company may choose to sell or retain operating power plants on the balance sheet, thus creating variability in timing of revenue recognition.  Accordingly, thetiming and the nature of our business makes it difficult to predict what portion of our backlog will be filled in the next fiscal year.  

22

 Fuel Cell Technologies

Fuel cell technologies are classified according to the electrolyte used by each fuel cell type. Our SureSource technology utilizes a carbonate electrolyte. Carbonate-based fuel cells are well-suited for megawatt-class applications, offering a number of advantages over other types of fuel cells in our target markets.

These advantages include: 

  • The ability of Carbonate Fuel Cells to generate electricity directly from readily available fuels such as natural gas or Renewable Biogas;

  • Lower raw material costs as the high temperature of the fuel cell enables the use of commodity metals rather than precious metals;

  • Scalability to leverage on-site components to reduce cost;

  • High-quality heat suitable for CHP applications; and

  • The ability to perform advanced applications, including carbon capture and hydrogen production to provide fuel for fuel cell vehicles.

We are also actively developing SOFC technology, as discussed in the prior “Advanced Technologies Programs” section.  Other fuel cell types that may be used forcommercial applications include phosphoric acid and PEM.

23

 

The following table illustrates the four principal types of fuel cells, highlighting typical market applications, industry estimates of the electrical efficiency, expectedcapacity range, and versatility for applications in addition to power generation: 

System SizeRange

MW- Class   Sub-MW- Class   Micro CHP   Mobile

  Carbonate (CFC)   Carbonate(CFC)

Solid Oxide(SOFC)

Phosphoric Acid(PAFC)

  PEM / SOFC   Polymer ElectrolyteMembrane (PEM)

Plant size 1.4 MW - 3.7 MW Plus   250 kW – 400kW up to 300 kW up to 440 kW   < 10 kW   5 - 100 kW

TypicalApplication

Utilities, Universities,Commercial & Industrial  

Universities,Commercial &Industrial

CommercialBuildings & “Big-Box” Retail Stores

CommercialBuildings &Grocery Stores

  Residential andSmall Commercial   Transportation

Fuel Natural gas, On-site orDirected Biogas, Others  

Natural gas, On-Site or DirectedBiogas, Others

Natural Gas Natural Gas   Natural Gas   Hydrogen

Advantages High Efficiency, Scalable,Fuel Flexible & CHP  

High Efficiency,Fuel Flexible &

CHPHigh Efficiency CHP   Load Following &

CHP   Load Following & LowTemperature

Electricalefficiency 43%-47% to 60%   43% - 47% 41% - 65% 40% - 42%   25% - 35%   25% - 35%

Combined Heat& Power (CHP) Yes, Steam & Chilling   Yes, Hot Water Depends on

Technology UsedLimited:  HotWater, Chilling   Suitable for Facility

Heating   No

Carbon Capture Yes   No No No   No   NoDistributedHydrogen Yes   No Yes No   No   No

Reversible forStorage No   No Yes No   No   No

 Competition

Our SureSource power plants compete in the marketplace for stationary distributed generation.  In addition to different  types of stationary fuel cells,  some othertechnologies that compete in this marketplace include micro-turbines and reciprocating gas engines.

Several  companies in the U.S. are engaged in fuel  cell  development,  although we are the only domestic company engaged in manufacturing and deployment ofstationary  Carbonate  Fuel  Cells.  Other  fuel  cell  technologies  (and  the  companies  developing  them)  include  small  or  portable  PEM  fuel  cells  (Ballard  PowerSystems,  Plug Power,  and increasing  activity  by numerous  automotive  companies  including  Toyota,  Hyundai,  Honda and GM),  stationary  phosphoric  acid  fuelcells  (Doosan),  stationary  solid  oxide  fuel  cells  (Bloom  Energy),  and  small  residential  solid  oxide  fuel  cells  (Ceres  Power  Holdings  and  Ceramic  Fuel  CellsLtd.).  Each of these competitors with stationary fuel cell applications has the potential to capture market share in our target markets.

Other than fuel cell developers, we may compete with companies such as Caterpillar, Cummins, Wartsila, MTU Friedrichshafen GmbH (MTU), and Detroit Diesel,which manufacture combustion-based distributed power

24

 

generation equipment,  including various engines and turbines,  and have established manufacturing and distribution operations  along with product  operating andcost features. Competition on larger MW projects may also come from gas turbine companies like General Electric, Caterpillar Solar Turbines and Kawasaki.

We also compete against the electric grid, which is readily available to prospective customers.  The electric grid is supplied by traditional centralized power plants,including coal, gas and nuclear, with transmission lines used to transport the electricity to the point of use.

Our stationary fuel cell power plants also compete against large scale solar and wind technologies, although we complement the unreliable intermittent nature ofsolar and wind with the continuous, reliable power output of the fuel cells.  Solar and wind require specific geographies and weather profiles, require transmissionfor  utility-scale  applications,  an  energy  storage  solution  to  provide  continuous  power  output,  and  a  significant  amount  of  land compared  to  our  fuel  cell  powerplants, making it difficult to site megawatt-class solar and wind projects in urban areas, unlike our solutions. Solar and wind applications are typically favored inmarkets  which  have  a  preference  for  zero-carbon  resources.  While  fuel  cells  emit  negligible  amounts  of  NOx,  SOx and particulates,  fuel  cells  do  emit  a  smallamount of carbon dioxide. The carbon dioxide emissions of a fuel cell are only a fraction of the carbon dioxide emissions of traditional combustion generators. Weare working to educate policy makers in our target markets of the clean profile of our technology and the benefits of baseload power to complement zero carbonintermittent resources.

Our distributed hydrogen solution competes against traditional centralized hydrogen generation as well as electrolyzers used for distributed applications.  Hydrogenis  typically  generated  at  a  central  location  in  large  quantities  by  combustion-based  steam reforming  and  then  distributed  to  end  users  by  diesel  truck.    Besidesutilizing tri-generation SureSource plants for distributed hydrogen, electrolyzers can be used that are in essence, reverse fuel cells.  Electrolyzers take electricityand convert it to hydrogen.  The hydrogen can be used as it is generated, compressed and stored, or injected into the natural gas pipeline. Companies using fuelcell-based electrolyzer technology for transportation applications include NEL and Hydrogenics Corporation.

Hydrogen  is  an  energy  carrier  and  energy  storage  utilizing  hydrogen  is  a  growing  market  opportunity  that  we  are  pursuing  with  our  SOFC/SOECtechnology.  Companies using PEM-based fuel cell electrolyzer technology for storage include Hydrogenics Corporation and ITM Power PLC. Regulatory and Legislative Environment

Distributed  generation  addresses  certain  power  generation  issues  that  central  generation  does  not  and  legal,  government  and  regulatory  policy  can  impactdeployment of distributed generation. The policies that affect our products are not always the same as those imposed on our competitors, and while some policiescan make our products less competitive, others may provide an advantage. Certain utility policies may also pose barriers to our installation or interconnection withthe utility grid, such as backup, standby or departing load charges that make installation of our products not economically attractive for our customers. Regulatoryand legislative support encompasses policy, incentive programs, and defined sustainability initiatives such as Renewable Portfolio Standards (“RPS”).

Various states and municipalities in the U.S. have adopted programs for which our products qualify, including programs supporting self-generation, clean air powergeneration, combined heat and power applications, carbon reduction, grid resiliency / microgrids and utility ownership of fuel cell projects. The majority of states in the U.S. have enacted legislation adopting Clean Energy Standards (“CES”) or RPS mechanisms. Under these standards, regulated utilitiesand other load serving entities are required to procure a specified percentage of their total electricity sales to end-user customers from eligible resources. CES andRPS legislation  and  implementing  regulations  vary  significantly  from state  to  state,  particularly  with  respect  to  the  percentage  of  renewable  energy  required  toachieve  the  state’s  mandate,  the  definition  of  eligible  clean  and  renewable  energy  resources,  and  the  extent  to  which  renewable  energy  credits  (certificatesrepresenting the generation of renewable energy) qualify for CES or RPS compliance. Fuel cells using Biogas qualify as renewable power generation technology inall of the CES and RPS states in the U.S., and some states specify that fuel cells operating on natural gas are also eligible for these initiatives in recognition of thehigh efficiency and low pollutants of fuel cells.  Other states are moving away from generation utilizing fossil fuels in favor of zero carbon resources. In February 2018, the U.S. Congress reinstated the 30% Investment Tax Credit  (“ITC”) for fuel  cells  and also extended and significantly expanded the existingCarbon Oxide Sequestration Credit. The ITC phases down to 26% in 2020 and

25

 22% by 2022 and is set to expire in 2023. The reinstatement of the ITC for fuel cells provided equal access to tax incentives for U.S. fuel cell manufacturers whencompared with other clean energy solutions.

Internationally, South Korea has an RPS to promote clean energy, reduce carbon emissions, and develop local manufacturing of clean energy generation productsto accelerate economic growth. The RPS is designed to increase new and renewable power generation to 10% of total power generation by 2024 from 2% when theRPS began in 2012.  Eighteen of the largest power generators are obligated to achieve the RPS requirements in their generation or purchase offsetting renewableenergy certificates.  Financial penalties are levied by the government for non-compliance.  European governments are supportive of hydrogen-based generation andefficient CHP applications, and some European governments such as Germany, the UK and the Netherlands, provide incentives in the form of tax incentives, grantsand waivers of regulatory fees for such installations. Government Regulation

Our Company and its products are subject to various federal, provincial, state and local laws and regulations relating to, among other things, land use, safe workingconditions, handling and disposal of hazardous and potentially hazardous substances and emissions of pollutants into the atmosphere. Negligible emissions of SOxand NOx from our power plants are substantially lower than conventional combustion-based generating stations, and are far below existing and proposed regulatorylimits. The primary emissions from our power plants, assuming no cogeneration application, are humid flue gas that is discharged at temperatures of 700-800° F,water that is discharged at temperatures of 10-20° F above ambient air temperatures, and CO2 in per kW hour amounts that are much less than conventional fossilfuel central generation power plants due to the high efficiency of fuel cells. The discharge of water from our power plants requires permits that depend on whetherthe water is to be discharged into a storm drain or into the local wastewater system.

We are also subject to federal, state, provincial and/or local regulation with respect to, among other things, siting. In addition, utility companies and several states inthe U.S. have created and adopted, or are in the process of creating and adopting, interconnection regulations covering both technical and financial requirements forinterconnection of fuel cell power plants to utility grids. Our power plants are designed to meet all applicable laws, regulations and industry standards for use ininternational markets in which we operate.  Our SureSource solutions are CARB 2007 certified, and our SureSource 1500 and SureSource 3000, when operating onBiogas, are certified for the CARB 2013 biogas standard.

We are committed to providing a safe and healthy environment for our employees, and we are dedicated to seeing that safety and health hazards are adequatelyaddressed through appropriate work practices, training and procedures.  All of our employees must observe the proper safety rules and environmental practices inwork  situations,  consistent  with  our  work  practices,  training  and  procedures,  and  consistent  with  all  applicable  health,  safety  and  environmental  laws  andregulations. Proprietary Rights and Licensed Technology Our intellectual property consists of patents, trade secrets and institutional knowledge and know how that we believe is a competitive advantage and represents asignificant barrier to entry for potential competitors.  Our Company was founded in 1969 as an applied research company and began focusing on Carbonate FuelCells in the 1980s, with our first fully-commercialized SureSource power plant sold in 2003. Over this time, we have gained extensive experience in designing,manufacturing,  operating  and  maintaining  fuel  cell  power  plants.    This  experience  cannot  be  easily  or  quickly  replicated  and,  combined  with  our  trade  secrets,proprietary processes and patents, safeguards our intellectual property rights. As of October 31, 2019, our Company, excluding its subsidiaries, had 95 patents in the U.S. and 153 patents in other jurisdictions covering our fuel cell technology(in certain cases covering the same technology in multiple jurisdictions), with patents directed to various aspects of our SureSource technology, SOFC technology,PEM fuel  cell  technology,  and  applications  thereof.  As  of  October  31,  2019,  we  also  had  62  patent  applications  pending  in  the  U.S.  and  112  pending  in  otherjurisdictions.  Our U.S. patents will expire between 2020 and 2037, and the current average remaining life of our U.S. patents is approximately 8.4 years. Our subsidiary,  Versa Power Systems,  Ltd.,  as of October 31, 2019, had 33 U.S. patents and 96 international  patents covering the SOFC technology (in certaincases  covering the same technology in multiple  jurisdictions),  with an average remaining U.S.  patent  life  of  approximately  5.5 years.    As of  October  31,  2019,Versa Power Systems, Ltd. also had 1 pending U.S. patent application and 11 patent applications pending in other jurisdictions.  In addition, as of

26

 October  31,  2019,  our  subsidiary,  FuelCell  Energy Solutions,  GmbH, had license  rights  to 2 U.S.  patents  and  7 patents  outside the U.S.  for  carbonate  fuel  celltechnology licensed from Fraunhofer IKTS. Five patents expired in 2019, but none of these expirations, individually or in the aggregate, is expected to have any material impact on our current or anticipatedoperations.  As has historically been the case, we are continually innovating and have a significant number of invention disclosures that we are reviewing that mayresult in additional patent applications. Certain  of  our  U.S.  patents  are  the  result  of  government-funded  research  and  development  programs,  including  our  DOE  programs.  U.S.  patents  we  own  thatresulted  from  government-funded  research  are  subject  to  the  government  potentially  exercising  “march-in”  rights.  We  believe  that  the  likelihood  of  the  U.S.government exercising these rights is remote and would only occur if we ceased our commercialization efforts and there was a compelling national need to use thepatents. Significant Customers and Information about Geographic Areas We contract with a concentrated number of customers for the sale of our products and for research and development. For the years ended October 31, 2019, 2018and  2017,  our  top  customers,  EMRE,  Dominion  Bridgeport  Fuel  Cell,  LLC,  Connecticut  Power  and  Light,  the  DOE,  Pfizer  Inc.,  POSCO  Energy,  HanyangIndustrial Development Co., Ltd, Clearway Energy (formerly NRG Yield, Inc.), and AEP Onsite Partners, LLC, accounted for an aggregate of 80%, 86% and 79%,respectively, of our total annual consolidated revenue. Revenue percentage by major customer for the last three fiscal years is as follows: 

  Years Ended October 31, 2019 2018 2017

ExxonMobil Research and Engineering Company (EMRE)     40%    6%    9%Dominion Bridgeport Fuel Cell, LLC (a)     13%    3%    11%Connecticut Light and Power (a)     11%    —%    —%U.S. Department of Energy (DOE)     6%    8%    9%Pfizer, Inc.     6%    4%    4%POSCO Energy     3%    5%    6%Clearway Energy (formerly NRG Yield, Inc.)     1%    15%    —%Hanyang Industrial Development Co., Ltd.     —%    35%    40%AEP Onsite Partners, LLC     —%    10%    —%

Total     80%    86%    79% (a) Dominion Bridgeport Fuel Cell, LLC was acquired by the Company on May 9, 2019.  As a result of this acquisition, revenue is now (subsequent to the

acquisition) recognized under the related PPA for electricity sales to Connecticut Light and Power.     

See Item 7 – “Management's  Discussion and Analysis  of  Financial  Condition and Results  of  Operations”  and Item 8 – “Consolidated Financial  Statements  andSupplementary Data” for further information regarding our revenue and revenue recognition policies. We have marketing and manufacturing operations both within and outside the United States. We source raw materials and BOP components from a diverse globalsupply chain.  In 2019, the foreign country with the greatest concentration risk was South Korea, accounting for 4% of our consolidated net sales.  The Company isentitled to receive royalties from POSCO Energy on the sale of power plants and module replacements related to service of fuel cell power plants in Asia, and theCompany received approximately $0.4 million in such royalties during the fiscal year ended October 31, 2019 as part of a net settlement of the arbitration broughtby POSCO Energy.  As part of our strategic plan, we are in the process of diversifying our sales mix from both a customer specific and geographic perspective. SeeItem 1A: Risk Factors - “We are substantially dependent on a concentrated number of customers and the loss of any one of these customers could adversely affectour business, financial condition and results of operations,” “We depend on strategic relationships with third parties, and the terms and enforceability of many ofthese relationships are not certain,” and “The situation with POSCO Energy has limited and continues to limit our efforts to access the South Korean and Asianmarkets and could expose us to costs of arbitration or litigation proceedings.”

27

  The international nature of our operations subjects us to a number of risks, including fluctuations in exchange rates, adverse changes in foreign laws or regulatoryrequirements and tariffs, taxes, and other trade restrictions. See Item 1A: Risk Factors – “We are subject to risks inherent in international operations.” See alsoNote 16. “Segment Information,” to the consolidated financial statements in Part II, Item 8, “Consolidated Financial Statements and Supplementary Data” of thisAnnual Report on Form 10-K for information about our net sales by geographic region for the years ended October 31, 2019, 2018, and 2017. See also Item 7,“Management’s Discussion and Analysis of Financial Condition and Results of Operations,” for other information about our operations and activities in variousgeographic regions. Sustainability

FuelCell  Energy’s  ultra-clean,  efficient  and  reliable  fuel  cell  power  plants  help  our  customers  achieve  their  sustainability  goals.  These  highly  efficient  andenvironmentally friendly products support the “Triple Bottom Line” concept of sustainability, consisting of environmental, social and economic considerations. InOctober  2018,  we were certified  ISO 14001:2015 compliant,  having demonstrated the establishment  of  and adherence to  an environmental  management  systemstandard.  FuelCell Energy is the only fuel cell manufacturer to have received this certification.

Product efficiency

The electrical efficiency of our carbonate fuel cell solutions ranges from approximately 47% to 60% depending on the configuration.  When configured for CHP,our system efficiencies can potentially reach up to 90%, depending on the application. This compares favorably to the average efficiency of the U.S. electrical gridof about 40%.  Our solutions deliver this high electrical efficiency where the power is used, avoiding transmission.  Transmission line losses average about 5% forthe U.S. grid, which represents inefficiency and is a hidden cost to ratepayers.

Product end-of-life management

We continue to incorporate sustainability best practices into our corporate culture, as well as into the design, manufacture, installation and servicing of our fuel cellpower plants.  For example, when our plants reach the end of their useful lives, we can refurbish and re-use certain parts and then recycle most of what we cannotre-use.    Some  of  the  parts  in  the  fuel  cell  module  can  be  re-furbished,  such  as  end  plates,  while  the  individual  fuel  cell  components  are  sent  to  a  smelter  forrecycling. The BOP has an operating life of 20-to-25 years, at which time metals such as steel and copper are reclaimed for scrap value.  By weight, approximately93% of the entire power plant can be re-used or recycled at the end of its useful life.

Our  manufacturing  process  has  a  very  low  carbon  footprint,  utilizing  an  assembly  oriented  production  strategy.    While  we  continue  to  enhance  and  adoptsustainable business practices, we recognize this is an ongoing effort with more to be accomplished, such as further reducing the direct and indirect aspects of ourcarbon footprint.

Workforce Health & Safety

We work to continually improve what we feel is a robust safety program.  This is demonstrated by an improving safety trend over each of the past 5 years.  Wehave never had a workplace fatality at any of our facilities or power plant installations.

Sustainability also incorporates social risks and human rights, and we will not knowingly support or do business with suppliers that treat workers improperly orunlawfully,  including,  without  limitation,  those  that  engage  in  child  labor,  human  trafficking,  slavery  or  other  unlawful  or  morally  reprehensible  employmentpractices.  We are continuing to implement comprehensive monitoring of our global supply chain to eliminate social risks and ensure respect for human rights. Wecontractually ensure that all qualified domestic suppliers in our supply chain comply with the Fair Labor Standards Act of 1938, as amended.   

28

 Materials sourcing Assuring the absence of conflict minerals in our power plants is a continuing initiative.  Our fuel cells, including the fuel cell components and completed fuel cellmodule, do not utilize any 3TG minerals (i.e., tin, tungsten, tantalum and gold) that are classified as conflict minerals.  We do utilize componentry in the BOP suchas  computer  circuit  boards  that  utilize  trace  amounts  of  3TG minerals.  For  perspective,  total  shipments  in  fiscal  year  2018  weighed  approximately  2.8  millionpounds, of which 8.0 pounds, or 0.000291%, represented 3TG minerals, so the presence of these minerals is minimal.  Our conflict mineral disclosure filed with theSecurities and Exchange Commission (“SEC”) on Form SD contains specific information on the actions we are taking to avoid the use of conflict minerals. Associates As  of  October  31,  2019,  we  had  301  full-time  associates,  of  whom 119  were  located  at  the  Torrington  manufacturing  plant,  145  were  located  at  the  Danbury,Connecticut facility or other field offices within the U.S., and 37 were located abroad.  We did not have any part-time associates. None of our U.S. associates arerepresented by a labor union or covered by a collective bargaining agreement.  We believe our relations with our associates are good. Available Information Our annual reports on Form 10-K, quarterly reports on Form 10-Q, current reports on Form 8-K, and all amendments to those reports are made available free ofcharge through the Investor Relations section of the Company’s website (http://www.fuelcellenergy.com) as soon as practicable after such material is electronicallyfiled with, or furnished to, the SEC. Material contained on our website is not incorporated by reference in this report. Our executive offices are located at 3 GreatPasture Road, Danbury, CT 06810. The public may also read and copy any materials that we file with the SEC at the SEC’s Public Reference Room at 100 F Street,NE, Washington, D.C. 20549. The public may obtain information on the operation of the Public Reference Room by calling the SEC at 1-800-SEC-0330. The SECalso maintains an Internet website that contains reports and other information regarding issuers that file electronically with the SEC located at http://www.sec.gov.

29

 

Information about our Executive Officers NAME   AGE   PRINCIPAL OCCUPATIONJason B. FewPresident,  Chief  Executive  Officer  and  ChiefCommercial Officer

 

53   Mr.  Few  was  appointed  President  and  Chief  Executive  Officer  in  August  2019  and  ChiefCommercial Officer in September 2019 and has served as a director since 2018. Mr. Few chairs theExecutive Committee of the Board of Directors (the “Board”). Prior to joining FuelCell Energy, Mr.Few  served  as  President  of  Sustayn  Analytics  LLC,  a  cloud-based  software  waste  and  recyclingoptimization  company,  since  2018,  and  as  the  Founder  and  Senior  Managing  Partner  of  BJFPartners LLC, a privately held strategic consulting firm, since 2016. Mr. Few has over 30 years ofexperience  increasing  enterprise  value  for  Global  Fortune  500  and  privately-held  technology,telecommunications,  technology and energy firms. He has overseen transformational opportunitiesacross  the  technology  and  industrial  energy  sectors,  in  roles  including  Founder  and  SeniorManaging  Partner  of  BJF  Partners,  LLC;  President  and  Chief  Executive  Officer  of  ContinuumEnergy,  an  energy  products  and  services  company,  from  2013-2016;  various  roles  includingExecutive  Vice President  and Chief  Customer  Officer  of  NRG Energy,  Inc.,  an integrated  energycompany, from 2011 to 2012; and from 2008 to 2009, Vice President, Smart Energy and from 2009to  2012,  President  of  Reliant  Energy,  a  retail  electricity  provider.  Mr.  Few  also  has  served  as  aSenior Advisor to Verve Industrial Protection, an industrial cybersecurity software company, since2016. Mr. Few was elected to the board of Marathon Oil (NYSE: MRO) effective April 1, 2019, and is amember  of  Marathon  Oil’s  Audit  and  Finance  and  Corporate  Governance  and  NominatingCommittees. Mr. Few received his Bachelor’s Degree in Computer Systems in Business from Ohio University,and a MBA from Northwestern University’s J.L. Kellogg Graduate School of Management.

       

Michael S. BishopExecutive  Vice  President,  Chief  FinancialOfficer and Treasurer

 

51   Mr. Bishop was appointed Executive Vice President in June 2019 and has served as the Company’sChief  Financial  Officer  and  Treasurer  since  June  2011.    Mr.  Bishop  previously  served  as  SeniorVice  President  of  the  Company  from  June  2011  to  June  2019.  He  has  more  than  20  years  ofexperience in financial operations and management with public high growth technology companieswith  a  focus  on  capital  raising,  project  finance,  debt/treasury  management,  investor  relations,strategic planning, internal controls, and organizational development. Since joining the Company in2003, Mr. Bishop has held a succession of financial leadership roles, including Assistant Controller,Corporate Controller and Vice President and Controller. Prior to joining the Company, Mr. Bishopheld  finance  and  accounting  positions  at  TranSwitch  Corporation,  Cyberian  Outpost,  Inc.  andUnited Technologies,  Inc.  He is  a  certified public  accountant  and began his  professional  career  atMcGladrey and Pullen, LLP (now RSM US LLP). Mr. Bishop also served four years in the UnitedStates Marine Corps. Mr.  Bishop  received  a  Bachelor  of  Science  in  Accounting  from  Boston  University  and  a  MBAfrom the University of Connecticut.

       

30

 NAME   AGE   PRINCIPAL OCCUPATIONJennifer D. Arasimowicz, Esq.Executive  Vice  President,  General  Counsel,Chief  Administrative  Officer  and  CorporateSecretary

 

47   Ms. Arasimowicz was appointed Chief Administrative Officer in September 2019 and has servedas  Executive  Vice  President  since  June  2019,  General  Counsel  since  April  2017  and  CorporateSecretary since April 2017. In her current position (and in her prior positions), Ms. Arasimowicz, alicensed  attorney  in  Connecticut,  New  York  and  Massachusetts,  is  (and  was)  the  chief  legal,compliance and administrative officer of the Company, having responsibility for oversight of all ofthe  Company’s  legal  and  government  affairs,  and  providing  leadership  in  all  aspects  of  theCompany’s  business,  including  compliance,  corporate  governance  and  board  activities.    Ms.Arasimowicz  joined  the  Company  in  2012  as  Associate  Counsel  and  was  promoted  to  VicePresident  in  2014,  to  General  Counsel  and  Corporate  Secretary  in  2017  and  to  Senior  VicePresident  also  in  2017. Ms.  Arasimowicz  also  previously  served  as  Interim  President  from June2019 to August 2019 and as Chief Commercial Officer from June 2019 to September 2019. Priorto  joining  the  Company,  Ms.  Arasimowicz  served  as  General  Counsel  of  Total  EnergyCorporation,  a  New  York  based  diversified  energy  products  and  service  company  providing  abroad  range  of  specialized  services  to  utilities  and  industrial  companies.    Previously,  Ms.Arasimowicz was a partner at Shipman & Goodwin in Hartford, Connecticut, chairing the UtilityLaw Practice Group and began her legal career as an associate at Murtha Cullina, LLP.   Ms.  Arasimowicz  earned  her  Juris  Doctor  at  Boston  University  School  of  Law  and  holds  aBachelor’s degree in English from Boston University.

       

Michael LisowskiExecutive  Vice  President,  Chief  OperatingOfficer

 

49   Mr.  Lisowski  was  appointed  Executive  Vice  President  and  Chief  Operating  Officer  in  June2019.  Mr. Lisowski has served as the Company’s Vice President of Global Operations since 2018,and, from 2001 to 2018, held various other positions within the Company, including Vice Presidentof  Supply  Chain  from  2010  to  2018.  Mr.  Lisowski  is  a  senior  global  operations  leader  with  26years of progressive operations experience in technology-driven businesses. In his position as theCompany’s Chief Operating Officer (and in his prior position as the Company’s Vice President ofGlobal Operations),  Mr.  Lisowski is  (and was) responsible for the Supply Chain,  Manufacturing,Quality,  Project Management,  Environmental  Health and Safety, and Plant Engineering functionsof the Company. Additionally, Mr. Lisowski and his team are responsible for the development andqualification  of  strategic  suppliers  for  critical  direct  materials,  as  well  as  procurement  of  capitalequipment in support of operations. Mr.  Lisowski  earned  his  Bachelor’s  Degree  in  Communications  and  Business  Administration  atWestern  New England  University  and  a  Master’s  Degree  in  Management,  Global  Supply  ChainIntegrations from Rensselaer Polytechnic Institute.

       

31

 NAME   AGE   PRINCIPAL OCCUPATIONAnthony LeoExecutive  Vice  President,  Chief  TechnologyOfficer

 

62   Mr.  Leo  was  appointed  Executive  Vice  President  and  Chief  Technology  Officer  in  June  2019and,  prior  to  that,  served  as  Vice  President  of  Applications  and  Advanced  Technologies  since2014.  From 1978 to 2014, Mr. Leo has held various other positions with the Company, includingVice  President  of  Application  Engineering  and  Advanced  Technology  Development,  VicePresident of Applications and OEM Engineering, and Vice President of Product Engineering. Mr.Leo has held key leadership roles in the Company’s research, development, and commercializationof  stationary  fuel  cell  power  plants  for  more  than  30  years.  In  his  current  position  and  in  hisposition as the Company’s Vice President of Applications and Advanced Technologies, Mr. Leo isand has been responsible for Applications and Advanced Technology Development. In Mr. Leo’sother  positions  with  the  Company,  he  has  been responsible  for  managing  advanced  research  anddevelopment of rechargeable batteries and fuel cells, managing the first large-scale demonstrationstationary fuel cell project, and establishing the Product Engineering Group. Mr.  Leo  earned  his  Bachelor  of  Science  Degree  in  Chemical  Engineering  from  RensselaerPolytechnic  Institute  and  is  currently  serving  on  the  U.S.  Department  of  Energy  Hydrogen  andFuel Cell Technical Advisory Committee.

 

ITEM 1A. RISK FACTORS You should carefully consider the following risk factors before making an investment decision.  If any of the following risks actually occur, our business, financialcondition, or results of operations could be materially and adversely affected.  In such cases, the trading price of our common stock could decline, and you may loseall or part of your investment.   If we do not meet the continued listing standards of The Nasdaq Global Market, our common stock could be delisted from trading, which could limit investors’ability to make transactions in our common stock, subject us to additional trading restrictions, and trigger repurchase rights under the Amended Certificate ofDesignation for our 5% Series B Cumulative Convertible Perpetual Preferred Stock. Our common stock is listed on The Nasdaq Global Market (FCEL), which imposes continued listing requirements with respect to listed securities. The Companyhas previously received notices from The Nasdaq Stock Market (“Nasdaq”), most recently on July 18, 2019, stating that we were not in compliance with NasdaqListing Rule 5450(a)(1) because the closing bid price of our common stock was below the required minimum of $1.00 per share for the previous 30 consecutivebusiness days. In accordance with Nasdaq Listing Rules, we had a period of 180 calendar days, or until January 14, 2020, to regain compliance with the minimumbid  price  requirement.  On  January  13,  2020,  we  received  a  notice  from  Nasdaq  confirming  that  we  had  regained  compliance  with  the  minimum  bid  pricerequirement  as  the  closing bid price  of  our  common stock was above the  required  minimum of  $1.00 per  share  for  at  least  ten consecutive  business  days fromDecember 26, 2019 to January 10, 2020. However, if we are not able to demonstrate compliance with the minimum bid price requirement in the future, if we fail tomeet other continued listing requirements,  or if  we are otherwise not eligible for continued listing on Nasdaq, we may receive additional notices, and, if we areunable to regain compliance within the prescribed timeframe, our common stock will be subject to delisting. Such delisting could adversely affect the market priceand liquidity of our common stock and reduce our ability to raise additional capital. Additionally, if the Company’s common stock is delisted from trading on Nasdaq and is not approved for trading or quoted on any other U.S. securities exchangeor other established over-the-counter trading market in the United States (a “Fundamental Change”), then, pursuant to the Amended Certificate of Designation forthe 5% Series B Cumulative Convertible Perpetual Preferred Stock (“Series B Preferred Stock”) dated March 14, 2005, each holder of the Series B Preferred Stockhas the right, at its option, to require us to purchase all or a portion of such holder’s shares of Series B Preferred Stock on the date that is 45 days after the date ofthe Company’s notice of such Fundamental Change for

32

 an amount equal to the sum of 100% of the liquidation preference (which is $1,000 per share) of the shares of Series B Preferred Stock to be repurchased, plus anyaccrued and unpaid dividends to, but excluding the Fundamental Change purchase date. Under Delaware law, we may repurchase shares of the Series B PreferredStock only if our total assets would be greater than the sum of our total liabilities plus, unless our Certificate of Incorporation, as amended, permits otherwise, theamount needed, if we were to be dissolved at the time of the repurchase, to satisfy the preferential rights, upon dissolution, of stockholders whose preferential rightson dissolution are superior to the holders of shares of the Series B Preferred Stock. We have a limited number of shares of common stock available for issuance, which limits our ability to raise capital. We have historically relied on the equity markets to raise capital to fund our business and operations. As of October 31, 2019, we had only 31,391,316 shares ofcommon stock available for issuance, of which 30,274,072 shares were reserved for issuance under various convertible securities, options, and warrants, under ourstock purchase  and incentive  plans,  and under  our  at-the-market  sales  plan.    As of  January  14,  2020,  we had 14,034,001 shares  of  common stock available  forissuance, of which 10,290,934 shares were reserved for issuance under various convertible securities, options, and warrants, under our stock purchase and incentiveplans, and under our at-the-market sales plan.  At the April 4, 2019 annual meeting of stockholders, our stockholders did not approve our request to increase thenumber  of  shares  of  common stock that  we are  authorized  to  issue  from 225,000,000 shares  to  335,000,000 shares.  The limited  number  of  shares  available  forissuance limits our ability to raise capital in the equity markets and satisfy obligations with shares instead of cash, which could adversely impact our ability to fundour business and operations. We have incurred losses and anticipate continued losses and negative cash flow. We  have  transitioned  from  a  research  and  development  company  to  a  commercial  products  manufacturer,  services  provider  and  developer.  We  have  not  beenprofitable  since  our  year  ended  October  31,  1997.  We  expect  to  continue  to  incur  net  losses  and  generate  negative  cash  flows  until  we  can  produce  sufficientrevenues  and  margins  to  cover  our  costs.  We  may  never  become  profitable.  Even  if  we  do  achieve  profitability,  we  may  be  unable  to  sustain  or  increase  ourprofitability  in  the  future.  For  the  reasons  discussed in  more detail  below,  there  are  uncertainties  associated  with  our  achieving and sustaining profitability.  Wehave, from time to time, sought financing in the public markets in order to fund operations and will continue to do so. Our future ability to obtain such financingcould be impaired by a variety of factors, including, but not limited to, the price of our common stock, our lack of authorized, unreserved and unissued shares, andgeneral market conditions. Our cost reduction strategy may not succeed or may be significantly delayed, which may result in our inability to deliver improved margins. Our cost reduction strategy is based on the assumption that increases in production will result in economies of scale. In addition, our cost reduction strategy relieson  advancements  in  our  manufacturing  process,  global  competitive  sourcing,  engineering  design,  reducing  the  cost  of  capital  and  technology  improvements(including stack life and projected power output). Failure to achieve our cost reduction targets could have a material adverse effect on our results of operations andfinancial condition. Our workforce reduction may cause undesirable consequences and our results of operations may be harmed. On  April  12,  2019,  we  undertook  a  reorganization,  which  included  a  workforce  reduction  of  30%,  or  135  employees.  This  workforce  reduction  may  yieldunintended consequences, such as attrition beyond our intended reduction in workforce and reduced employee morale, which may cause our employees who werenot affected by the reduction in workforce to seek alternate employment. Additional attrition could impede our ability to meet our operational goals, which couldhave  a  material  adverse  effect  on  our  financial  performance.  In  addition,  as  a  result  of  the  reductions  in  our  workforce,  we  may  face  an  increased  risk  ofemployment litigation. Furthermore, employees whose positions were eliminated or those who determine to seek alternate employment may seek employment withour competitors. Although all our employees are required to sign a confidentiality agreement with us at the time of hire, we cannot assure you that the confidentialnature  of  our  proprietary  information  will  be  maintained in  the  course  of  such future  employment.  We cannot  assure  you that  we will  not  undertake  additionalworkforce reduction activities, that any of our efforts will be successful, or that we will be able to realize the cost savings and other anticipated benefits from ourprevious or any future workforce reduction plans. In addition, if we continue to reduce our workforce, it may adversely impact our ability to respond rapidly to anynew product, growth or revenue opportunities and to execute on our backlog and business plans. Additionally, our recent reduction in workforce may make it moredifficult to recruit and retain new hires as our business grows. 

33

 We have debt outstanding and may incur additional debt in the future, which may adversely affect our financial condition and future financial results. Our  total  consolidated  indebtedness  was  $106.3  million  as  of  October  31,  2019.  This  includes  approximately  $81.2  million  of  debt  at  our  project  financesubsidiaries and $25.1 million of debt at the corporate level.  The majority of our debt is long-term with $21.9 million due within twelve months of October 31,2019. On  October  31,  2019,  we  (and  certain  of  our  subsidiaries  as  guarantors)  entered  into  a  Credit  Agreement  (the  “Orion  Credit  Agreement”)  with  Orion  EnergyPartners Investment Agent, LLC, as Administrative Agent and Collateral Agent (the “Agent”), and its affiliates, Orion Energy Credit Opportunities Fund II, L.P.,Orion Energy Credit  Opportunities  Fund II  GPFA, L.P.,  and Orion Energy Credit  Opportunities  Fund II  PV, L.P.,  as  lenders,  regarding a $200.0 million seniorsecured credit facility (the “Orion Facility”), structured as a delayed draw term loan, to be provided by the lenders.  In conjunction with the closing of the OrionFacility,  on October 31, 2019, we drew down $14.5 million (the “Initial  Funding”) to fully repay debt outstanding to NRG Energy, Inc. (“NRG”) and GenerateLending, LLC (“Generate”) and to fund dividends paid to the holders of the Company’s 5% Series B Cumulative Convertible Perpetual Preferred Stock (“Series BPreferred Stock”) on or before November 15, 2019.  The balance of the Initial Funding was used primarily to pay third party costs and expenses associated withclosing on the Orion Facility. As provided for in the Orion Credit Agreement, on November 22, 2019, we made a second draw (the “Second Funding”) of $65.5 million funded by Orion EnergyCredit Opportunities Fund II, L.P., Orion Energy Credit Opportunities Fund II GPFA, L.P., Orion Energy Credit Opportunities Fund II PV, L.P., and Orion EnergyCredit Opportunities FuelCell Co-Invest, L.P. (collectively, the “Orion Lenders”), such that the total fundings under the Orion Facility as of November 22, 2019were  equal  to  $80.0  million.      Proceeds  from  the  Second  Funding  were  used  to  repay  outstanding  third  party  debt  with  respect  to  certain  Company  projects,including the construction loan from Fifth Third Bank on the Groton Project and the loan from Webster Bank on the CCSU Project, as well as to fund remaininggoing forward construction costs and anticipated capital expenditures relating to certain projects, including the Groton Project, a 7.4 MW project for the CMEEClocated on the U.S. Navy submarine base in Groton, Connecticut,  the Long Island Power Authority (“LIPA”) Yaphank Solid Waste Management Project  (a 7.4MW project), and the Tulare BioMAT project (a 2.8 MW project).  Our ability to make scheduled payments of principal and interest and other required repayments depends on our future performance, which is subject to economic,financial, competitive and other factors beyond our control. Our business may not generate cash flow from operations in the future sufficient to service our debt andmake necessary capital expenditures.  In addition, the Agent and the lenders under the Orion Credit Agreement have broad approval rights over our ability to drawand allocate funds from the Orion Facility.    If  we are unable to generate such cash flow, we may be required to adopt one or more alternatives,  such as sellingassets, restructuring operations, restructuring debt or obtaining additional equity capital on terms that may be onerous or dilutive. It is also possible that we may incur additional indebtedness in the future in the ordinary course of business. If new debt is added to current debt levels, the risksdescribed above could intensify. Our debt agreements contain representations and warranties, affirmative and negative covenants, and events of default that entitlethe lenders to cause our indebtedness under such debt agreements to become immediately due and payable. We are required to maintain effective internal control over financial reporting. Our management previously identified a material weakness in our internalcontrol over financial reporting. If we are unable to remediate the material weakness or other control deficiencies are identified in the future, we may not beable to report our financial results accurately, prevent fraud or file our periodic reports in a timely manner, which may adversely affect investor confidence inour company and, as a result, the value of our common stock. We are required, pursuant to Section 404 of the Sarbanes-Oxley Act, to furnish a report by management on, among other things, the effectiveness of our internalcontrol over financial reporting. Complying with Section 404 requires a rigorous compliance program as well as adequate time and resources. We may not be ableto complete our internal control evaluation, testing and any required remediation in a timely fashion. Additionally, if we identify one or more material weaknessesin  our  internal  control  over  financial  reporting,  we  will  not  be  able  to  assert  that  our  internal  controls  are  effective.  A  material  weakness  is  a  deficiency,  orcombination of deficiencies,  in internal  control  over financial  reporting,  such that  there is  a  reasonable possibility  that  a  material  misstatement  of  our annual  orinterim financial statements will not be prevented or detected on a timely basis.  

34

 We previously disclosed in our Form 10-Qs for the quarters ended April 30, 2019 and July 31, 2019 that we did not have resources to sufficiently address assetimpairments on a timely basis or the accounting considerations and disclosures related to our amended credit facilities. As a result, we concluded that there was amaterial weakness in internal control over financial reporting, as we did not maintain effective controls over the accounting for and disclosures in the consolidatedfinancial  statements  related  to  asset  impairments  and  credit  facilities.  This  control  deficiency has  not  been  remediated  as  of  October  31,  2019  and  we  furtheridentified that we did not have resources to sufficiently address certain other non-routine transactions and disclosures. This material weakness resulted in materialmisstatements that were corrected in the consolidated financial statements prior to issuance.  Subsequent to the evaluation made in connection with filing our Form 10-Q for the quarter ended April 30, 2019, our management, with the oversight of the Auditand Finance Committee of our Board of Directors, began the process of remediating the material weakness. Progress to date includes engagement of a third partyresource to help evaluate the accounting and disclosure for significant matters each quarter. Management also plans to add additional experienced accounting staff.In addition, under the oversight of the Audit and Finance Committee, management will continue to review and make necessary changes to the overall design of ourinternal control environment to improve the overall effectiveness of internal control over financial reporting. We have made progress in accordance with our remediation plan and our goal is to remediate this material weakness in fiscal year 2020. However, the materialweakness will not be considered remediated until the applicable controls operate for a sufficient period of time and management has concluded, through testing,that these controls are operating effectively. We are committed to continuing to improve our internal control processes and will continue to review, optimize andenhance our financial reporting controls and procedures, however, there can be no assurance that this will occur within 2020.  We cannot be certain that these measures will successfully remediate the material weakness or that other material weaknesses and control deficiencies will not bediscovered  in  the  future.  If  our  efforts  are  not  successful  or  other  material  weaknesses  are  identified  in  the  future,  or  if  we  are  not  able  to  comply  with  therequirements of Section 404 in a timely manner, our reported financial results could be materially misstated and we could be subject to investigations or sanctionsby regulatory authorities, which would require additional financial and management resources, and the value of our common stock could decline.  To the extent we identify future weaknesses or deficiencies,  there could be material  misstatements in our consolidated financial  statements and we could fail  tomeet our financial reporting obligations. As a result, our ability to obtain additional financing, or obtain additional financing on favorable terms, could be materiallyand adversely affected which, in turn,  could materially and adversely affect  our business,  our financial  condition and the value of our common stock. If  we areunable to assert that our internal control over financial reporting is effective in the future, investor confidence in the accuracy and completeness of our financialreports could be further eroded, which would have a material adverse effect on the price of our common stock. Our products compete with products using other energy sources, and if the prices of the alternative sources are lower than energy sources used by our productsor attributes of other energy sources are favored over our products, sales of our products will be adversely affected. Our power plants can operate on a variety of fuels including natural gas, Renewable Biogas, directed Biogas and propane. If these fuels are not readily available orif their prices increase such that electricity produced by our products costs more than electricity provided by other generation sources, our products would be lesseconomically attractive to potential customers. In addition, we have no control over the prices of several types of competitive energy sources such as solar, wind,oil, gas or coal or local utility electricity costs. Significant decreases (or short term increases) in the price of these technologies or fuels or prices for grid deliveredelectricity could also have a material adverse effect on our business because other generation sources could be more economically attractive to consumers than ourproducts.  Additionally,  in  certain  markets,  consumers  and  regulators  have  expressed  a  preference  for  zero-carbon  resources  over  fueled  resources.  Sales  of  ourproducts could be adversely affected in these markets.   

35

 Financial markets worldwide have experienced heightened volatility and instability which may have a material adverse impact on our Company, our customersand our suppliers. Financial market volatility can affect the debt, equity and project finance markets. This may impact the amount of financing available to all companies, includingcompanies with substantially greater resources, better credit  ratings and more successful operating histories than ours. It is impossible to predict future financialmarket volatility and instability and the impact on our Company, and it may have a materially adverse effect on us for a number of reasons, such as:

  • The long term nature of our sales cycle can require long lead times between application design, order booking and product fulfillment. For suchsales, we often require substantial cash down payments in advance of delivery. For our generation business, we must invest substantial amounts inapplication design, manufacture, installation, commissioning and operation, which amounts are returned through energy sales over long periods oftime.  Our  growth  strategy  assumes  that  financing  will  be  available  for  us  to  finance  working  capital  or  for  our  customers  to  provide  downpayments and to pay for our products. Financial market issues may delay, cancel or restrict the construction budgets and funds available to us orour customers for the deployment of our products and services.

  • Projects using our products are, in part, financed by equity investors interested in tax benefits, as well as by the commercial and governmental debtmarkets. The significant volatility in the U.S. and international stock markets causes significant uncertainty and may result in an increase in thereturn required by investors in relation to the risk of such projects.

  • If we, our customers or our suppliers cannot obtain financing under favorable terms, our business may be negatively impacted. Our contracted projects may not convert to revenue, and our project pipeline may not convert to contracts, which may have a material adverse effect on ourrevenue and cash flow. Some of the project  awards we receive and orders we accept  from customers require certain conditions or contingencies  (such as permitting,  interconnection orfinancing) to be satisfied, some of which are outside of our control. The time periods from receipt of an award to execution of a contract, or receipt of a contract toinstallation may vary widely and are determined by a number of factors, including the terms of the award, the terms of the customer contract and the customer’s siterequirements.  These  same  or  similar  conditions  and  contingencies  may  be  required  by  financiers  in  order  to  draw  on  financing  to  complete  a  project.  If  theseconditions or contingencies are not satisfied, or changes in laws affecting project awards occur, project awards may not convert to contracts, and installations maybe delayed or canceled. This could have an adverse impact on our revenue and cash flow and our ability to complete construction of a project. We have signed product sales contracts, engineering, procurement and construction contracts (EPC), power purchase agreements (PPAs) and long-termservice agreements with customers subject to contractual, technology and operating risks as well as market conditions that may affect our operating results. We  apply  the  transfer  of  control  over  time  revenue  recognition  method  under  Accounting  Standards  Codification    Topic  606: Revenue from Contracts withCustomer to certain product sales contracts which are subject to estimates. On a quarterly basis, we perform a review process to help ensure that total estimatedcontract costs include estimates of costs to complete that are based on the most recent available information. The amount of costs incurred on a cumulative to datebasis as a function of estimated costs at completion is applied to contract consideration to determine the cumulative revenue that should be recognized to date. In certain instances, we have executed PPAs with the end-user of the power or site host of the fuel cell power plant. We may then sell the PPA to a project investoror retain the project and collect revenue from the sale of power over the term of the PPA, recognizing electricity revenue as power is generated and sold. 

36

 We have contracted under long-term service agreements with certain customers to provide service on our products over terms up to 20 years. Under the provisionsof these contracts, we provide services to maintain, monitor, and repair customer power plants to meet minimum operating levels. Pricing for service contracts isbased upon estimates of future costs including future module replacements. While we have conducted tests to determine the overall life of our products, we havenot run certain of our products over their projected useful life prior to large scale commercialization. As a result, we cannot be sure that these products will last totheir expected useful life, which could result in warranty claims, performance penalties, maintenance and module replacement costs in excess of our estimates andlosses on service contracts. Our  ability  to  proceed  with  projects  under  development  and  complete  construction  of  projects  on  schedule  and  within  budget  may  be  adversely  affected  byescalating  costs  for  materials,  tariffs,  labor  and  regulatory  compliance,  inability  to  obtain  necessary  permits,  interconnections  or  other  approvals  on  acceptableterms or on schedule and by other factors. If any development project or construction is not completed, is delayed or is subject to cost overruns, we could becomeobligated to make delay or termination payments or become obligated for other damages under contracts, experience diminished returns or write off all or a portionof our capitalized costs in the project. Each of these events could have an adverse effect on our business, financial condition, results of operations and prospects.

Our growing portfolio of project assets exposes us to operational risks and commodity market volatility. We  have  a  growing  portfolio  of  project  assets  used  to  generate  and  sell  power  under  PPAs  and  utility  tariff  programs  that  exposes  us  to  operational  risks  anduncertainties, including, among other things, lost revenues due to prolonged outages, replacement equipment costs, risks associated with facility start-up operations,failures in the availability or acquisition of fuel, the impact of severe adverse weather conditions, natural disasters,  terrorist  attacks, risks of property damage orinjury  from  energized  equipment,  availability  of  adequate  water  resources  and  ability  to  intake  and  discharge  water,  use  of  new  or  unproven  technology,  fuelcommodity price risk and fluctuating market prices, and lack of alternative available fuel sources. We extend product warranties, which could affect our operating results. We provide  for  a  warranty  of  our  products  for  a  specific  period  of  time  against  manufacturing  or  performance  defects.  We accrue  for  warranty  costs  based  onhistorical warranty claim experience; however, actual future warranty expenses may be greater than we have assumed in our estimates. As a result, operating resultscould be negatively impacted should there be product manufacturing or performance defects in excess of our estimates. Our products are complex and could contain defects and may not operate at expected performance levels which could impact sales and market adoption of ourproducts or result in claims against us. We develop complex and evolving products and we continue to advance the capabilities of our fuel cell stacks and are now producing stacks in the United Stateswith a net rated power output of 350 kilowatts and an expected seven-year life. We are still gaining field operating experience with respect to our products, and despite experience gained from our growing installed base and testing performedby us, our customers and our suppliers,  issues may be found in existing or new products. This could result in a delay in recognition or loss of revenues, loss ofmarket share or failure to achieve broad market acceptance. The occurrence of defects could also cause us to incur significant warranty, support and repair costs,could divert the attention of our engineering personnel from our product development efforts, and could harm our relationships with our customers. The occurrenceof these problems could result in the delay or loss of market acceptance of our products and would likely harm our business. Defects or performance problems withour products could result in financial or other damages to our customers. From time to time, we have been involved in disputes regarding product warranty issues.Although  we  seek  to  limit  our  liability,  a  product  liability  claim  brought  against  us,  even  if  unsuccessful,  would  likely  be  time  consuming,  could  be  costly  todefend, and may hurt our reputation in the marketplace. Our customers could also seek and obtain damages from us for their losses. We have accrued liabilities forpotential damages related to performance problems; however, actual results may be different than the assumptions used in our accrual calculations. 

37

 We currently face and will continue to face significant competition. We compete on the basis of our products’ reliability, efficiency, environmental considerations and cost. Technological advances in alternative energy products orimprovements in the electric grid or other sources of power generation, or other fuel cell technologies may negatively affect the development or sale of some or allof our products or make our products non-competitive or obsolete prior to or after commercialization. Other companies, some of which have substantially greaterresources  than  ours,  are  currently  engaged  in  the  development  of  products  and  technologies  that  are  similar  to,  or  may  be  competitive  with,  our  products  andtechnologies. Several  companies in the U.S. are engaged in fuel  cell  development,  although we are the only domestic company engaged in manufacturing and deployment ofstationary carbonate fuel cells. Other emerging fuel cell technologies (and the companies developing them) include small or portable proton-exchange membrane(“PEM”) fuel cells (Ballard Power Systems, Plug Power, and increasing activity by numerous automotive companies including Toyota, Hyundai, Honda and GM),stationary phosphoric acid fuel cells (Doosan), stationary solid oxide fuel cells (Bloom Energy), and small residential solid oxide fuel cells (Ceres Power Holdingsand Ceramic Fuel  Cells  Ltd.).  Each of  these competitors  has the potential  to capture market  share in our target  markets.  There are also other  potential  fuel  cellcompetitors internationally that could capture market share. Other than fuel cell developers, we must also compete with companies that manufacture combustion-based distributed power equipment, including various enginesand turbines, and have well-established manufacturing, distribution, operating and cost features. Electrical efficiency of these products can be competitive with ourSureSource power plants in certain applications. Significant competition may also come from gas turbine companies and large scale solar and wind technologies. We derive significant revenue from contracts awarded through competitive bidding processes involving substantial costs and risks. Due to this competitivepressure, we may be unable to grow revenue and achieve profitability. We expect  a  significant  portion  of  the  business  that  we  will  seek  in  the  foreseeable  future  will  be  awarded  through  competitive  bidding  against  other  fuel  celltechnologies and other forms of power generation. The competitive bidding process involves substantial costs and a number of risks, including the significant costand managerial time to prepare bids and proposals for contracts that may not be awarded to us and our failure to accurately estimate the resources and costs thatwill be required to fulfill any contract we win. In addition, following a contract award, we may encounter significant expense, delay or contract modifications as aresult  of  our  competitors  protesting  or  challenging  contracts  awarded  to  us  in  competitive  bidding.  In  addition,  multi-award  contracts  require  that  we  makesustained  post-award  efforts  to  obtain  task  orders  under  the  contract.  We  may  not  be  able  to  obtain  task  orders  or  recognize  revenue  under  these  multi-awardcontracts. Our failure to compete effectively in this procurement environment could adversely affect our revenue and/or profitability. Unanticipated increases or decreases in business growth may result in adverse financial consequences for us. If our business grows more quickly than we anticipate, our existing and planned manufacturing facilities may become inadequate and we may need to seek out newor additional space, at considerable cost to us. If our business does not grow as quickly as we expect, our existing and planned manufacturing facilities would, inpart, represent excess capacity for which we may not recover the cost. In that circumstance, our revenues may be inadequate to support our committed costs and ourplanned growth, and our gross margins and business strategy would be adversely affected. 

38

 Our plans are dependent on market acceptance of our products. Our plans are dependent upon market acceptance of, as well as enhancements to, our products. Fuel cell systems represent an emerging market, and we cannot besure  that  potential  customers  will  accept  fuel  cells  as  a  replacement  for  traditional  power  sources  or  non-fuel  based  power  sources.  As  is  typical  in  a  rapidlyevolving  industry,  demand  and  market  acceptance  for  recently  introduced  products  and  services  are  subject  to  a  high  level  of  uncertainty  and  risk.  Since  thedistributed generation market is still evolving, it is difficult to predict with certainty the size of the market and its growth rate. The development of a market for ourproducts may be affected by many factors that are out of our control, including:

  • the cost competitiveness of our fuel cell products including availability and output expectations and total cost of ownership;

  • the future costs of natural gas and other fuels used by our fuel cell products;

  • customer reluctance to try a new product;

  • the market for distributed generation and government policies that affect that market;

  • local permitting and environmental requirements;

  • customer preference for non-fuel based technologies; and

  • the emergence of newer, more competitive technologies and products. If a sufficient market fails to develop or develops more slowly than we anticipate, we may be unable to recover the losses we will have incurred in the developmentof our products and may never achieve profitability. As we continue to expand markets  for  our products,  we intend to continue offering power production guarantees and other  terms and conditions relating to ourproducts that will be acceptable to the marketplace, and continue to develop a service organization that will aid in servicing our products and obtain self-regulatorycertifications,  if available,  with respect to our products. Failure to achieve any of these objectives may also slow the development of a sufficient market for ourproducts and, therefore, have a material adverse effect on our results of operations and financial condition. We are substantially dependent on a concentrated number of customers and the loss of any one of these customers could adversely affect our business,financial condition and results of operations. We contract with a concentrated number of customers for the sale of products and for research and development contracts. There can be no assurance that we willcontinue to  achieve  the current  level  of  sales  of  our  products  to  our  largest  customers.  Even though our  customer  base  is  expected to  increase  and our  revenuestreams to diversify, a substantial portion of net revenues could continue to depend on sales to a limited number of customers. Our agreements with these customersmay be canceled if we fail to meet certain product specifications or research and development milestones or materially breach the agreements, or if our customersmaterially breach the agreements, and our customers may seek to renegotiate the terms of current agreements or renewals. The loss of, or a reduction in sales to,one or more of our larger customers could have a material adverse effect on our business, financial condition and results of operations. If our goodwill and other intangible assets, long-lived assets, inventory or project assets become impaired, we may be required to record a significant charge toearnings. We may be required to record a significant charge to operations in our financial statements should we determine that our goodwill, other intangible assets (i.e., inprocess  research  and  development  (“IPR&D”)),  other  long-lived  assets  (i.e.,  property,  plant  and  equipment  and  definite-lived  intangible  assets),  inventory,  orproject  assets  are  impaired.  Such a  charge  might  have  a  significant  impact  on our  reported  financial  condition  and results  of  operations.  We recorded  a  chargeduring the year ended October 31, 2019 for a specific construction in process asset related to automation equipment for use in manufacturing with a carrying valueof $2.8 million, which was impaired due to uncertainty as to whether the asset will be completed as a result of our liquidity position and continued low level ofproduction rates. 

39

 As required by accounting rules, we review our goodwill for impairment at least annually as of July 31 or more frequently if facts and circumstances indicate that itis  more  likely  than  not  that  the  fair  value  of  a  reporting  unit  that  has  goodwill  is  less  than  its  carrying  value.  Factors  that  may  be  considered  a  change  incircumstances indicating that the carrying value of our goodwill might not be recoverable include a significant decline in projections of future cash flows and lowerfuture growth rates in our industry. We review IPR&D for impairment on an annual basis as of July 31 or more frequently if facts and circumstances indicate thefair value is less than the carrying value. If the technology has been determined to be abandoned or not recoverable, we would be required to impair the asset. Wereview  inventory,  long-lived  assets  and  project  assets  for  impairment  whenever  events  or  changes  in  circumstances  indicate  the  carrying  amount  may  not  berecoverable. We consider a project commercially viable and recoverable if it is anticipated to be sellable for a profit,  or generates positive cash flows, once it iseither fully developed or fully constructed. If our projects are not considered commercially viable, we would be required to impair the respective project assets. We have risks associated with high levels of inventory. The amount of total inventory as of October 31, 2019 and October 31, 2018 was $56.7 million ($2.2 million of which was classified as long-term inventory) and$54.5  million  (none  of  which  was  classified  as  long-term  inventory),  respectively,  which  includes  work  in  process  inventory  totaling  $31.2  million  and  $29.1million, respectively. We reduced our production rate and have been operating at a lower level for a period of time in order to deploy inventory to new projects andmitigate future increases in inventory. In addition, there are risks that our inventory could lose some or all of its value due to technological obsolescence, shifts inmarket demand or other unexpected changes in industry conditions and circumstances. If we are unable to deploy our current inventory or new inventory consistentwith our business plan, we may be required to sell it at a loss, abandon it or recycle it into different products. These actions would result in a significant charge toearnings. Such a charge might have a significant impact on our financial condition and results of operations. Our advanced technologies contracts are subject to the risk of termination by the contracting party and we may not realize the full amounts allocated undersome contracts due to the lack of Congressional appropriations. A portion of our fuel cell revenues has been derived from long-term cooperative agreements and other contracts with the U.S. Department of Energy and other U.S.government  agencies.  These  agreements  are  important  to  the  continued  development  of  our  technology  and  our  products.  We  also  contract  with  private  sectorcompanies under certain advanced technologies contracts to develop strategically important and complementary offerings. Generally,  our government research and development contracts are subject to the risk of termination at the convenience of the contracting agency. Furthermore,these contracts, irrespective of the amounts allocated by the contracting agency, are subject to annual Congressional appropriations and the results of government oragency sponsored reviews and audits of our cost reduction projections and efforts. We can only receive funds under these contracts ultimately made available to usannually  by  Congress  as  a  result  of  the  appropriations  process.  Accordingly,  we  cannot  be  sure  whether  we  will  receive  the  full  amounts  awarded  under  ourgovernment  research  and  development  or  other  contracts.  Failure  to  receive  the  full  amounts  under  any of  our  government  research  and development  contractscould materially and adversely affect our business prospects, results of operations and financial condition. Our  privately  funded  advanced  technologies  contracts  are  subject  to  termination  at  the  convenience  of  the  contracting  party  and contain  certain  milestones  anddeliverables.  Accordingly,  we  cannot  be  sure  whether  we  will  receive  the  full  amounts  contracted  for  under  privately  funded  advanced  technologies  contracts.Termination  of  these  contracts  or  failure  to  receive  the  full  amounts  under  any  of  these  contracts  could  materially  and  adversely  affect  our  business  prospects,results of operations and financial condition. A negative government audit could result in an adverse adjustment of our revenue and costs and could result in civil and criminal penalties. Government agencies, such as the Defense Contract Audit Agency, routinely audit and investigate government contractors. These agencies review a contractor’sperformance under its contracts, cost structure, and compliance with applicable laws, regulations, and standards. If the agencies determine through these audits orreviews that we improperly allocated costs to specific contracts, they will not reimburse us for these costs. Therefore, an audit could result in adjustments to ourrevenue and costs.

40

  Further, although we have internal controls in place to oversee our government contracts,  no assurance can be given that these controls are sufficient to preventisolated violations of applicable laws, regulations and standards. If the agencies determine that we or one of our subcontractors engaged in improper conduct, wemay be subject to civil or criminal penalties and administrative sanctions, payments, fines, and suspension or prohibition from doing business with the government,any of which could materially affect our results of operations and financial condition. The U.S. government has certain rights relating to our intellectual property, including the right to restrict or take title to certain patents. Multiple U.S. patents that we own have resulted from government-funded research and are subject to the risk of exercise of “march-in” rights by the government.March-in rights refer to the right of the U.S. government or a government agency to exercise its non-exclusive, royalty-free, irrevocable worldwide license to anytechnology developed under contracts funded by the government if the contractor fails to continue to develop the technology. These “march-in” rights permit theU.S. government to take title to these patents and license the patented technology to third parties if the contractor fails to utilize the patents. Our future success and growth is dependent on our market strategy. We cannot assure you that we will enter into business relationships that are consistent with, or sufficient to support, our commercialization plans and our growthstrategy  or  that  these  relationships  will  be  on  terms  favorable  to  us.  Even  if  we  enter  into  these  types  of  relationships,  we  cannot  assure  you  that  the  businessassociates with whom we form relationships will focus adequate resources on selling our products or will be successful in selling them. Some of these arrangementshave  required  or  will  require  that  we  grant  exclusive  rights  to  certain  companies  in  defined  territories.  These  exclusive  arrangements  could  result  in  our  beingunable to enter into other arrangements at a time when the business associate with whom we form a relationship is not successful in selling our products or hasreduced its commitment to marketing our products. In addition, future arrangements may also include the issuance of equity and/or warrants to purchase our equity,which  may  have  an  adverse  effect  on  our  stock  price  and  would  dilute  our  existing  stockholders.  To  the  extent  we  enter  into  partnerships  or  other  businessrelationships,  the  failure  of  these  partners  or  other  business  associates  to  assist  us  with  the  deployment  of  our  products  may  adversely  affect  our  results  ofoperations and financial condition. We depend on third party suppliers for the development and supply of key raw materials and components for our products. We use various raw materials and components to construct a fuel cell module, including nickel and stainless steel which are critical to our manufacturing process.We also  rely  on  third-party  suppliers  for  the  balance-of-plant  components  in  our  products.  Suppliers  must  undergo  a  qualification  process,  which  takes  four  totwelve months. We continually evaluate new suppliers, and we are currently qualifying several new suppliers. There are a limited number of suppliers for some ofthe key components of our products.  A supplier’s  failure to develop and supply components in a timely manner or to supply components that  meet our quality,quantity  or  cost  requirements  or  our  technical  specifications,  or  our  inability  to  obtain  alternative  sources  of  these  components  on  a  timely  basis  or  on  termsacceptable to us, could each harm our ability to manufacture our SureSource products. In addition, to the extent the processes that our suppliers use to manufacturecomponents are proprietary, we may be unable to obtain comparable components from alternative suppliers.  Due to our prior constrained liquidity, we previously delayed certain payments to third parties, including our suppliers, to conserve cash. Management entered intoforbearance agreements and payment arrangements with certain suppliers. However, suppliers whose payments were delayed may take action against us, including,but not limited to, filing litigation, arbitration or other proceedings against us. We do not know whether we will be able to maintain long-term supply relationships with our critical suppliers, or secure new long-term supply relationships, orwhether such relationships will be on terms that will allow us to achieve our objectives. Our business prospects, results of operations and financial condition couldbe harmed if we fail to secure long-term relationships with entities that will supply the required components for our SureSource products. 

41

 We depend on our intellectual property, and our failure to protect that intellectual property could adversely affect our future growth and success. Failure  to  protect  our  existing intellectual  property  rights  may result  in  the  loss  of  our  exclusivity  or  the  right  to  use our  technologies.  If  we do not  adequatelyensure  our  freedom  to  use  certain  technology,  we  may  have  to  pay  others  for  rights  to  use  their  intellectual  property,  pay  damages  for  infringement  ormisappropriation,  or  be  enjoined  from using  such  intellectual  property.  We rely  on  patent,  trade  secret,  trademark  and  copyright  law to  protect  our  intellectualproperty. We  have  licensed  our  carbonate  fuel  cell  manufacturing  intellectual  property  to  POSCO  Energy  through  a  series  of  manufacturing  and  technology  transferagreements  entered into in 2007, 2009 and 2012, which agreements  expire on October 31,  2027,  and have provided POSCO Energy with the exclusive right  tomanufacture, sell, distribute and service our SureSource 300, SureSource 1500 and SureSource 3000 fuel cell technology in Asia. In addition, effective as of June11, 2019, we entered into the EMRE License Agreement, pursuant to which we agreed, subject to the terms of the EMRE License Agreement, to grant EMRE andits affiliates a non-exclusive, worldwide, fully paid, perpetual, irrevocable, non-transferrable license and right to use our patents, data, know-how, improvements,equipment designs, methods, processes and the like to the extent it is useful to research, develop, and commercially exploit carbonate fuel cells in applications inwhich the fuel cells concentrate carbon dioxide from industrial and power sources and for any other purpose attendant thereto or associated therewith. Such rightand license is sublicensable to third parties performing work for or with EMRE or its affiliates, but shall not otherwise be sublicensable. We depend on POSCOEnergy and EMRE to also protect our intellectual property rights as licensed. As of October 31, 2019, we, excluding our subsidiaries, had 95 U.S. patents and 153 patents in other jurisdictions covering our fuel cell technology (in certain casescovering  the  same  technology  in  multiple  jurisdictions),  with  patents  directed  to  various  aspects  of  our  SureSource  technology,  solid  oxide  fuel  cell  (“SOFC”)technology,  PEM fuel  cell  technology and applications thereof.  As of October 31,  2019, we also had 62 patent  applications pending in the U.S. and 112 patentapplications  pending  in  other  jurisdictions.  Our  U.S.  patents  will  expire  between  2020  and  2037,  and  the  current  average  remaining  life  of  our  U.S.  patents  isapproximately 8.4 years. Our subsidiary, Versa Power Systems, Ltd., as of October 31, 2019, had 33 U.S. patents and 96 international patents covering the SOFCtechnology (in certain cases covering the same technology in multiple jurisdictions), with an average remaining U.S. patent life of approximately 5.5 years. As ofOctober 31, 2019, Versa Power Systems, Ltd. also had 1 pending U.S. patent application and 11 patent applications pending in other jurisdictions. In addition, as ofOctober  31,  2019,  our  subsidiary,  FuelCell  Energy Solutions,  GmbH, had license  rights  to  2  U.S.  patents  and 7  patents  outside  the  U.S.  for  carbonate  fuel  celltechnology licensed from Fraunhofer IKTS. Some of our intellectual property is not covered by any patent or patent application and includes trade secrets and other know-how that is not able to be patented,particularly as it relates to our manufacturing processes and engineering design. In addition, some of our intellectual property includes technologies and processesthat may be similar to the patented technologies and processes of third parties. If we are found to be infringing third-party patents, we do not know whether we willbe able to obtain licenses to use such patents on acceptable terms, if at all. Our patent position is subject to complex factual and legal issues that may give rise touncertainty as to the validity, scope, and enforceability of a particular patent. We cannot assure you that any of the U.S. or international patents owned by us or other patents that third parties license to us will not be invalidated, circumvented,challenged, rendered unenforceable or licensed to others, or that any of our pending or future patent applications will be issued with the breadth of claim coveragesought by us, if issued at all. In addition, effective patent, trademark, copyright and trade secret protection may be unavailable, limited or not applied for in certainforeign countries. We  also  seek  to  protect  our  proprietary  intellectual  property,  including  intellectual  property  that  may  not  be  patented  or  able  to  be  patented,  in  part  byconfidentiality agreements and, if applicable, inventors’ rights agreements with our subcontractors, vendors, suppliers, consultants, strategic business associates andemployees.  We  cannot  assure  you  that  these  agreements  will  not  be  breached,  that  we  will  have  adequate  remedies  for  any  breach  or  that  such  persons  orinstitutions will  not  assert  rights  to intellectual  property arising out of these relationships.  Certain of our intellectual  property has been licensed to us on a non-exclusive basis from third parties that may also license such intellectual property to others, including our competitors. If our licensors are found to be infringingthird-party patents, we do not know whether we will be able to obtain licenses to use the intellectual property licensed to us on acceptable terms, if at all.

42

  If necessary or desirable, we may seek extensions of existing licenses or further licenses under the patents or other intellectual property rights of others. However,we can give no assurances that we will obtain such extensions or further licenses or that the terms of any offered licenses will be acceptable to us. The failure toobtain a license from a third party for intellectual property that we use at present could cause us to incur substantial liabilities, and to suspend the manufacture orshipment of products or our use of processes requiring the use of that intellectual property. While we are not currently engaged in any intellectual property litigation, we could become subject to lawsuits in which it  is alleged that we have infringed theintellectual  property  rights  of  others  or  commence  lawsuits  against  others  who we believe  are  infringing  our  rights  or  violating  their  agreements  to  protect  ourintellectual property. Our involvement in intellectual property litigation could result in significant expense to us, adversely affecting the development of sales of thechallenged product or intellectual  property and diverting the efforts of our technical and management personnel,  whether or not that litigation is resolved in ourfavor. Our future success will depend on our ability to attract and retain qualified management, technical, and other personnel. Our  future  success  is  substantially  dependent  on  the  services  and  performance  of  our  executive  officers  and  other  key  management,  engineering,  scientific,manufacturing  and  operating  personnel.  The  loss  of  the  services  of  key  management,  engineering,  scientific,  manufacturing  and  operating  personnel  couldmaterially adversely affect our business. Our ability to achieve our commercialization plans and to increase production at our manufacturing facility in the futurewill also depend on our ability to attract and retain additional qualified management, technical, manufacturing and operating personnel. Recruiting personnel for thefuel  cell  industry  is  competitive.  We  do  not  know  whether  we  will  be  able  to  attract  or  retain  additional  qualified  management,  technical,  manufacturing  andoperating personnel. Our inability to attract and retain additional qualified management, technical, manufacturing and operating personnel, or the departure of keyemployees, could materially and adversely affect our development, commercialization and manufacturing plans and, therefore, our business prospects, results ofoperations  and  financial  condition.  In  addition,  our  inability  to  attract  and  retain  sufficient  management,  technical,  manufacturing  and  operating  personnel  toquickly increase production at our manufacturing facility when and if needed to meet increased demand may adversely impact our ability to respond rapidly to anynew  product,  growth  or  revenue  opportunities.  Our  inability  to  attract  and  retain  sufficient  qualified  management,  technical,  engineering,  research,  andmanufacturing personnel to staff our third party research contracts may result in our inability to complete such contracts or terminations of such contracts, whichmay adversely impact financial conditions and results of operations. We may be affected by environmental and other governmental regulation. We are subject to various federal, state and local laws and regulations relating to, among other things, land use, safe working conditions, handling and disposal ofhazardous and potentially hazardous substances and emissions of carbon dioxide and pollutants into the atmosphere. In addition, it is possible that industry-specificlaws and regulations will be adopted covering matters such as transmission scheduling, distribution, emissions, and the characteristics and quality of our products,including installation and servicing. These regulations could limit the growth in the use of carbonate fuel cell products, decrease the acceptance of fuel cells as acommercial product and increase our costs and, therefore,  the price of our products. Accordingly, compliance with existing or future laws and regulations couldhave a material adverse effect on our business prospects, results of operations and financial condition. Utility companies may resist the adoption of distributed generation and could impose customer fees or interconnection requirements on our customers thatcould make our products less desirable. Investor-owned  utilities  may  resist  adoption  of  distributed  generation  fuel  cell  plants  as  such  plants  are  disruptive  to  the  utility  business  model  that  primarilyutilizes large central generation power plants and associated transmission and distribution. On-site distributed generation that is on the customer-side of the electricmeter competes with the utility. Distributed generation on the utility-side of the meter generally has power output that is significantly less than central generationpower plants and may be perceived by the utility as too small to materially impact its business, limiting its interest. Additionally, perceived technology risk maylimit utility interest in stationary fuel cell power plants. Utility companies commonly charge fees to larger, industrial customers for disconnecting from the electric grid or for having the capacity to use power from theelectric  grid  for  back  up  purposes.  These  fees  could  increase  the  cost  to  our  customers  of  using  our  SureSource  products  and  could  make  our  products  lessdesirable, thereby harming our business prospects, results of operations and financial condition.

43

  We could be liable for environmental damages resulting from our research, development or manufacturing operations. Our business exposes us to the risk of harmful substances escaping into the environment, resulting in personal injury or loss of life, damage to or destruction ofproperty, and natural resource damage. Depending on the nature of the claim, our current insurance policies may not adequately reimburse us for costs incurred insettling environmental damage claims, and in some instances, we may not be reimbursed at all. Our business is subject to numerous federal, state, and local lawsand  regulations  that  govern  environmental  protection  and  human  health  and  safety.  We  believe  that  our  businesses  are  operating  in  compliance  in  all  materialrespects with applicable environmental laws; however, these laws and regulations have changed frequently in the past and it is reasonable to expect additional andmore stringent changes in the future. Our operations may not comply with future laws and regulations and we may be required to make significant unanticipated capital and operating expenditures. Ifwe fail to comply with applicable environmental laws and regulations, governmental authorities may seek to impose fines and penalties on us or to revoke or denythe issuance or renewal of operating permits and private parties may seek damages from us. Under those circumstances, we might be required to curtail or ceaseoperations, conduct site remediation or other corrective action, or pay substantial damage claims. Our products use inherently dangerous, flammable fuels, operate at high temperatures and use corrosive carbonate material, each of which could subject ourbusiness to product liability claims. Our  business  exposes  us  to  potential  product  liability  claims  that  are  inherent  in  products  that  use  hydrogen.  Our  products  utilize  fuels  such as  natural  gas  andconvert these fuels internally to hydrogen that is used by our products to generate electricity. The fuels we use are combustible and may be toxic. In addition, ourSureSource  products  operate  at  high  temperatures  and  use  corrosive  carbonate  material,  which  could  expose  us  to  potential  liability  claims.  Although  we  haveincorporated a robust design and redundant safety features in our power plants, have established comprehensive safety, maintenance, and training programs, followthird-party certification protocols, codes and standards, and do not store natural gas or hydrogen at our power plants, we cannot guarantee that there will not beaccidents.  Any  accidents  involving  our  products  or  other  hydrogen-using  products  could  materially  impede  widespread  market  acceptance  and  demand  for  ourproducts. In addition, we might be held responsible for damages beyond the scope of our insurance coverage. We also cannot predict whether we will be able tomaintain adequate insurance coverage on acceptable terms. We are subject to risks inherent in international operations. Since  we  market  our  products  both  inside  and  outside  the  U.S.,  our  success  depends  in  part  on  our  ability  to  secure  international  customers  and  our  ability  tomanufacture  products  that  meet  foreign  regulatory  and  commercial  requirements  in  target  markets.  Sales  to  customers  located  outside  the  U.S.  accounts  for  asignificant portion of our consolidated revenue. Sales to customers in South Korea represent the majority of our international sales. We have limited experiencedeveloping and manufacturing our products to comply with the commercial  and legal requirements of international  markets.  In addition,  we are subject  to tariffregulations  and  requirements  for  export  licenses,  particularly  with  respect  to  the  export  of  some  of  our  technologies.  We  face  numerous  challenges  in  ourinternational  expansion,  including  unexpected  changes  in  regulatory  requirements  and  other  geopolitical  risks,  fluctuations  in  currency  exchange  rates,  longeraccounts receivable requirements and collections, greater bonding and security requirements, difficulties in managing international operations, potentially adversetax  consequences,  restrictions  on  repatriation  of  earnings  and  the  burdens  of  complying  with  a  wide  variety  of  international  laws.  Any  of  these  factors  couldadversely affect our results of operations and financial condition. We source raw materials and parts for our products on a global basis, which subjects us to a number of potential risks, including the impact of export duties andquotas,  trade  protection  measures  imposed  by  the  U.S.  and  other  countries  including  tariffs,  potential  for  labor  unrest,  changing  global  and  regional  economicconditions and current and changing regulatory environments. Changes to these factors may have an adverse effect on our ability to source raw materials and partsin line with our current cost structure. 

44

 Although our reporting currency is the U.S. dollar, we conduct our business and incur costs in the local currency of most countries in which we operate. As a result,we are subject to currency translation and transaction risk. Changes in exchange rates between foreign currencies and the U.S. dollar could affect our net sales andcost of sales and could result in exchange gains or losses. We cannot accurately predict the impact of future exchange rate fluctuations on our results of operations. We  could  also  expand  our  business  into  new  and  emerging  markets,  many  of  which  have  an  uncertain  regulatory  environment  relating  to  currency  policy.Conducting  business  in  such  markets  could  cause  our  exposure  to  changes  in  exchange  rates  to  increase,  due  to  the  relatively  high  volatility  associated  withemerging  market  currencies  and  potentially  longer  payment  terms  for  our  proceeds.  Our  ability  to  hedge  foreign  currency  exposure  is  dependent  on  our  creditprofile with financial institutions that are willing and able to do business with us. Deterioration in our credit position or a significant tightening of the credit marketconditions could limit our ability to hedge our foreign currency exposure and, therefore, result in exchange gains or losses. Exports of certain of our products are subject to various export control regulations and may require a license or permission from the U.S. Department of State,the U.S. Department of Energy or other agencies. As an exporter, we must comply with various laws and regulations relating to the export of products, services and technology from the U.S. and other countrieshaving jurisdiction over our operations. We are subject to export control laws and regulations, including the International Traffic in Arms Regulation, the ExportAdministration Regulation,  and the Specially  Designated Nationals  and Blocked Persons List,  which generally  prohibit  U.S. companies  and their  intermediariesfrom  exporting  certain  products,  importing  materials  or  supplies,  or  otherwise  doing  business  with  restricted  countries,  businesses  or  individuals,  and  requirecompanies to maintain certain policies and procedures to ensure compliance. We are also subject to the Foreign Corrupt Practices Act which prohibits improperpayments to foreign governments and their officials by U.S. and other business entities. Under these laws and regulations, U.S. companies may be held liable fortheir actions and actions taken by their strategic or local partners or representatives. If we, or our intermediaries, fail to comply with the requirements of these lawsand regulations,  or  similar  laws  of  other  countries,  governmental  authorities  in  the  United  States  or  elsewhere,  as  applicable,  could  seek  to  impose  civil  and/orcriminal penalties, which could damage our reputation and have a material adverse effect on our business, financial condition and results of operations. We are also subject to registration under the U.S. State Department’s Directorate of Defense Trade Controls (“DDTC”). Due to the nature of certain of our productsand technology, we must obtain licenses or authorizations from various U.S. government agencies such as DDTC or the U.S. Department of Energy, before we arepermitted to sell  such products or license such technology outside of the U.S. We can give no assurance that  we will  continue to be successful  in obtaining thenecessary  licenses  or  authorizations  or  that  certain  sales  will  not  be  prevented  or  delayed.  Any significant  impairment  of  our  ability  to  sell  products  or  licensetechnology outside of the U.S. could negatively impact our results of operations, financial condition or liquidity. We depend on strategic relationships with third parties, and the terms and enforceability of many of these relationships are not certain. We have entered into strategic relationships with third parties for the design, product development, sale and service of our existing products and products underdevelopment,  some of  which may not  have been documented by a  definitive  agreement  and others  of  which may require  renewal.  The terms and conditions  ofmany of these relationships allow for termination by the third parties. Termination or expiration of any of these relationships could adversely affect our ability todesign,  develop  and  distribute  these  products  to  the  marketplace.  We  cannot  assure  you  that  we  will  be  able  to  successfully  negotiate  and  execute  definitiveagreements or renewals with any of these third parties, and failure to do so may effectively terminate the relevant relationship. 

45

 We are increasingly dependent on information technology, and disruptions, failures or security breaches of our information technology infrastructure couldhave a material adverse effect on our operations. In addition, increased information technology security threats and more sophisticated computer crime pose arisk to our systems, networks, products and services. We rely on information technology networks and systems, including the Internet, to process, transmit and store electronic and financial information and to managea variety of business processes and activities, including communication with power plants owned by us or our customers and production, manufacturing, financial,logistics,  sales,  marketing  and  administrative  functions.  Additionally,  we  collect  and  store  data  that  is  sensitive  to  us  and  to  third  parties.  Operating  theseinformation technology networks and systems and processing and maintaining this data, in a secure manner, are critical to our business operations and strategy. Wedepend  on  our  information  technology  infrastructure  to  communicate  internally  and  externally  with  employees,  customers,  suppliers  and  others.  We  also  useinformation technology networks and systems to comply with regulatory, legal and tax requirements and to operate our fuel cell power plants. These informationtechnology systems, many of which are managed by third parties or used in connection with shared service centers, may be susceptible to damage, disruptions orshutdowns due to  failures  during the  process  of  upgrading or  replacing  software,  databases  or  components  thereof,  power  outages,  hardware  failures,  computerviruses, attacks by computer hackers or other cybersecurity risks, telecommunication failures, user errors, natural disasters, terrorist attacks or other catastrophicevents. If any of our significant information technology systems suffer severe damage, disruption or shutdown, and our disaster recovery and business continuityplans  do not  effectively  resolve  the  issues  in  a  timely  manner,  our  product  sales,  financial  condition  and results  of  operations  may be  materially  and adverselyaffected, and we could experience delays in reporting our financial results, or our fuel cell power plant operations may be disrupted, exposing us to performancepenalties under our contracts with customers. In addition, information technology security threats — from user error to cybersecurity attacks designed to gain unauthorized access to our systems, networks anddata —  are  increasing  in  frequency  and  sophistication.  Cybersecurity  attacks  may  range  from  random  attempts  to  coordinated  and  targeted  attacks,  includingsophisticated  computer  crime  and  advanced  persistent  threats.  These  threats  pose  a  risk  to  the  security  of  our  systems  and  networks  and  the  confidentiality,availability  and  integrity  of  our  data.  Cybersecurity  attacks  could  also  include  attacks  targeting  customer  data  or  the  security,  integrity  and/or  reliability  of  thehardware and software installed in our products. We have experienced, and may continue to experience in the future,  cybersecurity attacks that have resulted inunauthorized parties gaining access to our information technology systems and networks and, in one instance, gaining control of the information technology systemat  one  of  our  power  plants.  However,  to  date,  no  cybersecurity  attack  has  resulted  in  any  material  loss  of  data,  interrupted  our  day-to-day  operations  or  had  amaterial impact on our financial condition, results of operations or liquidity. While we actively manage information technology security risks within our control,there can be no assurance that such actions will  be sufficient  to mitigate all  potential  risks to our systems, networks and data.  In addition to the direct  potentialfinancial  risk  as  we  continue  to  build,  own  and  operate  generation  assets,  other  potential  consequences  of  a  material  cybersecurity  attack  include  reputationaldamage, litigation with third parties, disruption to systems, unauthorized release of confidential or otherwise protected information, corruption of data, diminutionin  the  value  of  our  investment  in  research,  development  and  engineering,  and  increased  cybersecurity  protection  and  remediation  costs,  which  in  turn  couldadversely  affect  our  competitiveness,  results  of  operations  and  financial  condition.  The amount  of  insurance  coverage  we maintain  may be  inadequate  to  coverclaims or liabilities relating to a cybersecurity attack. Litigation could expose us to significant costs and adversely affect our business, financial condition, and results of operations. We  are,  or  may  become,  party  to  various  lawsuits  and  claims  arising  in  the  ordinary  course  of  business,  which  may  include  lawsuits  or  claims  relating  tocommercial  liability,  product  recalls,  product  liability,  product  claims,  employment  matters,  environmental  matters,  breach  of  contract,  or  other  aspects  of  ourbusiness. Litigation is inherently unpredictable, and although we may believe we have meaningful defenses in these matters, we may incur judgments or enter intosettlements  of  claims  that  could  have  a  material  adverse  effect  on  our  business,  financial  condition,  and  results  of  operations.  The  costs  of  responding  to  ordefending  litigation  may  be  significant  and  may  divert  the  attention  of  management  away  from  our  strategic  objectives.  There  may  also  be  adverse  publicityassociated with litigation that may decrease customer confidence in our business, regardless of whether the allegations are valid or whether we are ultimately foundliable. As a result, litigation may have a material adverse effect on our business, financial condition, and results of operations. 

46

 Our results of operations could vary as a result of changes to our accounting policies or the methods, estimates and judgments we use in applying ouraccounting policies. The methods, estimates and judgments we use in applying our accounting policies have a significant impact on our results of operations. Such methods, estimatesand judgments are, by their nature, subject to substantial risks, uncertainties and assumptions, and factors may arise over time that could lead us to reevaluate ourmethods, estimates and judgments. In future periods, management will continue to reevaluate its estimates for contract margins, service agreements, loss accruals, warranty, performance guarantees,liquidated damages and inventory valuation allowances. Changes in those estimates and judgments could significantly affect our results of operations and financialcondition. We will also adopt changes required by the Financial Accounting Standards Board and the SEC. Our stock price has been and could remain volatile. The market price for our common stock has been and may continue to be volatile and subject to extreme price and volume fluctuations in response to market andother factors, including the following, some of which are beyond our control:

  • failure to meet commercialization milestones;

  • failure to win contracts through competitive bidding processes;

  • the loss of a major customer or a contract;

  • variations in our quarterly operating results from the expectations of securities analysts or investors;

  • downward revisions in securities analysts’ estimates or changes in general market conditions;

  • changes in the securities analysts that cover us or failure to regularly publish reports;

  • announcements of technological innovations or new products or services by us or our competitors;

  • announcements by us or our competitors of significant acquisitions, strategic partnerships, joint ventures or capital commitments;

  • additions or departures of key personnel;

  • investor perception of our industry or our prospects;

  • insider selling or buying;

  • demand for our common stock;

  • dilution from issuances of common stock;

  • general market trends or preferences for non-fueled resources;

  • general technological or economic trends; and

  • changes  in  United  States  or  foreign  political  environment  and  the  passage  of  laws,  including,  tax,  environmental  or  other  laws,  affecting  theproduct development business.

 In  the  past,  following  periods  of  volatility  in  the  market  price  of  their  stock,  many  companies  have  been  the  subject  of  securities  class  action  litigation.  If  webecame involved in securities  class action litigation in the future,  it  could result  in substantial  costs  and diversion of management’s  attention and resources andcould harm our stock price, business prospects, results of operations and financial condition. 

47

 Provisions of Delaware and Connecticut law and of our certificate of incorporation and by-laws and our outstanding securities may make a takeover moredifficult. Provisions in our Certificate of Incorporation, as amended (“Certificate of Incorporation”), and Amended and Restated By-Laws (“By-Laws”) and in Delaware andConnecticut corporate law may make it difficult and expensive for a third-party to pursue a tender offer, change in control or takeover attempt that is opposed byour  management  and  board  of  directors.  In  addition,  certain  provisions  of  the  Class  A  Cumulative  Redeemable  Exchangeable  Preferred  Shares  issued  by  FCEFuelCell Energy Ltd. (the “Series 1 Preferred Shares”) and our Series B Preferred Shares could make it more difficult or more expensive for a third party to acquireus.  Public  stockholders  who  might  desire  to  participate  in  such  a  transaction  may  not  have  an  opportunity  to  do  so.  These  anti-takeover  provisions  couldsubstantially impede the ability of public stockholders to benefit from a change in control or change in our management and board of directors. Our By-Laws provide that the Court of Chancery of the State of Delaware is the exclusive forum for substantially all disputes between us and our stockholders,which could limit our stockholders’ ability to obtain a judicial forum deemed favorable by the stockholder for disputes with us or our directors, officers oremployees. Our By-Laws provide that the Court of Chancery of the State of Delaware is the exclusive forum for any derivative action or proceeding brought on our behalf, anyaction asserting a breach of fiduciary duty, any action asserting a claim against us arising pursuant to the Delaware General Corporation Law, our Certificate ofIncorporation  or  our  By-Laws,  any  action  to  interpret,  apply,  enforce,  or  determine  the  validity  of  our  Certificate  of  Incorporation  or  By-Laws,  or  any  actionasserting a claim against us that is governed by the internal affairs doctrine. The choice of forum provision may limit a stockholder’s ability to bring a claim in ajudicial forum that the stockholder finds favorable for disputes against us or our directors, officers or other employees, which may discourage such lawsuits againstus and our directors, officers and other employees. Alternatively, if a court were to find the choice of forum provision contained in our By-Laws to be inapplicableor unenforceable in an action, we may incur additional costs associated with resolving such action in other jurisdictions, which could adversely affect our businessand financial condition. The implementation of our business plan and strategy will require additional capital. The implementation of our business plan and strategy requires additional capital to fund operations as well as investment by us in project assets. If we are unable toraise additional capital in the amounts required, or at all, we will not be able to successfully implement our business plan and strategy. There can be no guaranteethat we will be able to raise such additional capital at the times required or in the amounts required for the implementation of our business plan and strategy. Inaddition, the recent change to a more capital-intensive business model increases the risks of our being able to successfully implement our plans, if we do not raiseadditional  capital  in the amounts required.  If  we are unable to raise additional  capital,  our business,  operations and prospects  could be materially  and adverselyaffected. We will need to raise additional capital, and such capital may not be available on acceptable terms, if at all. If we do raise additional capital utilizing equity,existing stockholders will suffer dilution. If we do not raise additional capital, our business could fail or be materially and adversely affected. We will need to raise additional funds in debt and equity financings, and these funds may not be available to us when we need them or on acceptable terms, if at all.Such  additional  financings  could  be  significant.  If  we  raise  additional  funds  through  further  issuances  of  our  common  stock,  or  securities  convertible  orexchangeable into shares of our common stock, into the public market, including shares of our common stock issued upon exercise of options or warrants, holdersof our common stock could suffer significant dilution, and any new equity securities we issue could have rights, preferences and privileges superior to those of ourthen-existing capital  stock.  Any debt  financing secured by us in the future  could involve restrictive  covenants  relating to our  capital  raising activities  and otherfinancial  and  operational  matters,  which  may  make  it  more  difficult  for  us  to  obtain  additional  capital  and  to  pursue  business  opportunities.  If  we  cannot  raiseadditional funds when we need them, our business and prospects could fail or be materially and adversely affected. In addition, if additional funds are not securedin the future, we will have to modify, reduce, defer or eliminate parts of our present and anticipated future projects. 

48

 Future sales of substantial amounts of our common stock could affect the market price of our common stock. Future  sales  of  substantial  amounts  of  our  common  stock,  or  securities  convertible  or  exchangeable  into  shares  of  our  common  stock,  into  the  public  market,including shares of our common stock issued upon exercise of options or warrants, or perceptions that those sales could occur, could adversely affect the prevailingmarket price of our common stock and our ability to raise capital in the future. We may be subject to actions for rescission or damages or other penalties in connection with certain sales of shares of our common stock in the open market. Between August 2005 and April 2017, we sold shares of our common stock pursuant to a series of “at-the-market” sales plans. The shares sold pursuant to thesesales plans represented a portion of the shares registered by us pursuant to shelf registration statements we filed with the SEC during this time period. While wereported the actual shares sold and proceeds, net of fees, of sales made during each fiscal quarter pursuant to the sales plans in our annual and quarterly reports onForms 10-K and 10-Q, we did not file or deliver prospectus supplements at the time of or prior to making these sales. Accordingly, these sales may not have beenin compliance with applicable federal and/or state securities laws, and the purchasers of such shares may have rescission rights or claims for damages. In addition,to the extent that these sales were not in compliance with applicable federal and/or state securities laws, we may be subject to penalties imposed by the SEC and/orstate securities agencies. We have reported these sales to the SEC, and in response to our report, the SEC has opened an informal investigation of these sales. Ifpurchasers successfully seek rescission and/or damages, and/or the SEC and/or state securities agencies impose financial penalties on us which are not covered byinsurance, we may not have sufficient resources to make the necessary payments, and any such claims, damages or penalties could have a material adverse effecton our  stock price,  business  prospects,  results  of  operations,  and financial  condition.  Although we believe we would have defenses  to  such claims or  actions  ifbrought,  we are unable to predict  the amount of any damages or financial  penalties which could be sought against  us, or the extent to which any such financialexposure would be covered by insurance.  However, we believe the likelihood of any claims or actions being brought against us is remote.

The situation with POSCO Energy has limited and continues to limit our efforts to access the South Korean and Asian markets and could expose us to costs ofarbitration or litigation proceedings.

From approximately 2007 through 2015, we relied on POSCO Energy to develop and grow the South Korean and Asian markets for our products and services. Weentered into manufacturing and technology transfer agreements with POSCO Energy in 2007, 2009 and 2012, each of which expires on October 31, 2027. The CellTechnology Transfer Agreement (“CTTA”) provides POSCO Energy with the technology rights to manufacture, sell, distribute and service our SureSource 300,SureSource 1500 and SureSource 3000 fuel cell technology in Asia. The CTTA requires POSCO Energy to pay to us a 3.0% royalty on POSCO Energy net productsales,  as well  as a royalty on scheduled fuel cell  module replacements under service agreements for modules that were built  by POSCO Energy and installed atplants  in  Asia  under  the  terms  of  long-term  service  agreements  between  POSCO  Energy  and  its  customers.  While  the  aforementioned  manufacturing  andtechnology transfer agreements entered into in 2007, 2009 and 2012 remain in effect, due to certain action and inactions of POSCO Energy, we have not realizedany material revenues, royalties or new projects developed by POSCO Energy since 2016.

In  March  2017,  we entered  into  a  memorandum of  understanding  (“MOU”)  with  POSCO Energy  to  permit  us  to  directly  develop  the  Asian  fuel  cell  business,including the right for us to sell SureSource solutions in South Korea and the broader Asian market.  In June 2018, POSCO Energy advised us in writing that it wasterminating  the  MOU  effective  July  15,  2018.    Pursuant  to  the  terms  of  the  MOU,  notwithstanding  its  termination,  we  will  continue  to  execute  on  salescommitments in Asia secured in writing prior to July 15, 2018, including the 20 MW power plant installed for KOSPO.

On or about November 2, 2018, POSCO Energy served FuelCell Energy with an arbitration demand, initiating a proceeding to resolve various outstanding amountsbetween the companies. The parties amicably resolved the arbitration proceeding in July 2019. Since that date, we have made numerous attempts to engage withPOSCO Energy to address the need for deployment of carbonate fuel cell technology in the Asian market in accordance with the requirements of the manufacturingand technology transfer agreements, our understanding of the desire of the South Korean government to advance fuel cell and hydrogen technology, and the needsof the Asian market, but have made little progress to date.

49

 

In November  2019,  POSCO Energy  spun-off  its  fuel  cell  business  into  a  new  entity,  Korea  Fuel  Cell,  Ltd.  (“KFC”).  As  part  of  the  spin-off,  POSCO Energytransferred manufacturing and service rights under the aforementioned manufacturing and technology transfer agreements to KFC, but retained distribution rights,including trademarks, and severed its own liability under the aforementioned manufacturing and technology transfer agreements. We believe that these actions areall  in  material  breach  of  the  terms  of  the  CTTA  and  other  manufacturing  and  technology  transfer  agreements  and  are  effectively  a  misappropriation  of  theCompany’s  intellectual  property.  We  have  formally  objected  to  POSCO  Energy’s  spin-off,  and  POSCO Energy  has  posted  a  bond  to  secure  any  liabilities  toFuelCell Energy arising out of the spin-off. In light of the situation with POSCO Energy, we are evaluating all of our options with respect to our relationship andagreements with POSCO Energy, including trade related matters, POSCO Energy’s material breach of its obligations under the CTTA and the manufacturing andtechnology transfer agreements, and the misappropriation of our intellectual property.  

We cannot predict the outcome of any future discussions with, or actions or legal proceedings against, POSCO Energy or KFC, if they occur, the future status orscope of our relationship with POSCO Energy or KFC, whether our relationship with POSCO Energy or KFC will continue in the future, whether we will becomeinvolved in additional mediations, arbitrations, litigation or other proceedings with POSCO Energy or KFC, what the costs of any such proceedings will be or theeffect of such proceedings on the market. Any such proceedings could result in significant expense to us and adversely affect our business and financial conditionand reputation in the market, whether or not such proceedings are resolved in our favor. If our relationship with POSCO Energy or KFC ends, or continues on termsthat are less favorable to us, or remains unresolved, our efforts to access the South Korean and Asian markets, which are complex markets, may not be successful ormay be limited, hindered or delayed. The rights of the Series 1 Preferred Shares and our Series B Preferred Stock could negatively impact our cash flows and the rights of our Series B PreferredStock could dilute the ownership interest of our stockholders. The terms of the Series 1 Preferred Shares issued by FCE FuelCell Energy Ltd. (“FCE Ltd.”) provide rights to the holder, Enbridge Inc. (“Enbridge”), which couldnegatively impact us. The provisions of the Series 1 Preferred Shares, as such will be amended pursuant to a letter agreement entered into by the Company, FCE Ltd. and Enbridge onJanuary 20, 2020, require that FCE Ltd. make annual payments totaling Cdn. $1,250,000, including (i) annual dividend payments of Cdn. $500,000 and (ii) annualreturn of capital payments of Cdn. $750,000, with such payments to be made on a quarterly basis through December 31, 2021. Commencing on January 1, 2020,dividends accrue at an annual rate of 15% on the principal redemption price with respect to the Series 1 Preferred Shares and any accrued and unpaid dividends onthe Series 1 Preferred Shares. The aggregate amount of all accrued and unpaid dividends to be paid on the Series 1 Preferred Shares on or before December 31,2021 is expected to be Cdn. $26.5 million and the balance of the principal redemption price to be paid on or before December 31, 2021 with respect to all of theSeries 1 Preferred Shares is expected to be Cdn. $3.5 million. In connection with the letter agreement, the Company entered into the Second Amendment to theOrion Credit Agreement (the “Second Orion Amendment”), which adds a new affirmative covenant to the Orion Credit Agreement that obligates the Company to,and to cause FCE Ltd. to, on or prior to November 1, 2021, either (i) pay and satisfy in full all of their respective obligations in respect of, and fully redeem andcancel, all of the Series 1 Preferred Shares of FCE Ltd., or (ii) deposit in a newly created account of FCE Ltd. or the Company cash in an amount sufficient to payand satisfy in full all of their respective obligations in respect of, and to effect a redemption and cancellation in full of, all of the Series 1 Preferred Shares of FCELtd. The Second Orion Amendment also provides that the articles of FCE Ltd. setting forth the modified terms of the Series 1 Preferred Shares will be considered a“Material Agreement” under the Orion Credit Agreement.  Under the Second Orion Amendment, a failure to satisfy this new affirmative covenant or to otherwisecomply with the terms of the Series 1 Preferred Shares will constitute an event of default under the Orion Credit Agreement, which could result in the accelerationof any amounts outstanding under the Orion Credit Agreement. The terms of our Series B Preferred Stock also provide rights to their holders that could negatively impact us. Holders of the Series B Preferred Stock are entitled toreceive cumulative dividends at the rate of $50 per share per year, payable either in cash or in shares of our common stock. To the extent the dividend is paid inshares, additional issuances could be dilutive to our existing stockholders and the sale of those shares could have a negative impact on the price of our commonstock.  A  share  of  our  Series  B  Preferred  Stock  may  be  converted  at  any  time,  at  the  option  of  the  holder,  into  0.5910  shares  of  our  common  stock  (which  isequivalent to an initial conversion price of $1,692 per

50

 share), plus cash in lieu of fractional shares. Furthermore, the conversion rate applicable to the Series B Preferred Stock is subject to additional adjustment upon theoccurrence of certain events. The Series B Preferred Stock ranks senior to our common stock with respect to payments upon liquidation, dividends, and distributions. The rights of the holders of our Series B Preferred Stock rank senior to our obligations to our common stockholders. Upon our liquidation, the holders of Series BPreferred Stock are entitled to receive $1,000.00 per share plus all accumulated and unpaid dividends (the “Liquidation Preference”). Until the holders of Series BPreferred Stock receive their Liquidation Preference in full, no payment will be made on any junior shares, including shares of our common stock. The existence ofsenior securities such as the Series B Preferred Stock could have an adverse effect on the value of our common stock. Item 1B. UNRESOLVED STAFF COMMENTS None. Item 2. PROPERTIES The following is a summary of our offices and locations: 

  Square Lease

ExpirationLocation Business Use Footage DatesDanbury, Connecticut

 

Corporate Headquarters, Research andDevelopment, Sales, Marketing, Service,Purchasing and Administration  

  72,000 

 

Company owned

Torrington, Connecticut   Manufacturing and Administrative   167,000    December 2030(1)Taufkirchen, Germany   Manufacturing and Administrative     20,000    June 2023Calgary, Alberta, Canada   Research and Development     32,220    January 2020(2) (1) In November 2015, this lease was extended until December 2030, with the option to extend for three additional five-year periods thereafter.(2) The Company has negotiated and is in the process of executing a lease extension, pursuant to which the lease will expire in January 2023. Item 3. LEGAL PROCEEDINGS We  are  involved  in  legal  proceedings,  claims  and  litigation  arising  out  of  the  ordinary  conduct  of  our  business.  Although  we  cannot  assure  the  outcome,management  presently  believes  that  the  result  of  such legal  proceedings,  either  individually,  or  in  the  aggregate,  will  not  have  a  material  adverse  effect  on  ourconsolidated financial statements, and no material amounts have been accrued in our consolidated financial statements with respect to these matters. Item 4. MINE SAFETY DISCLOSURES Not applicable.

51

 PART II Item 5. MARKET FOR REGISTRANT’S COMMON EQUITY, RELATED STOCKHOLDER MATTERS AND ISSUER PURCHASES OF

EQUITY SECURITIES FuelCell Common Stock Our common stock has been publicly traded since June 25, 1992. Our common stock trades under the symbol “FCEL” on the Nasdaq Global Market. On January 14, 2020, the closing price of our common stock on the Nasdaq Global Market was $2.08 per share. As of January 14, 2020, there were 110 holders ofrecord of our common stock. This does not include the number of persons whose stock is in nominee or “street” name accounts through brokers. We have never  paid a  cash dividend on our  common stock and do not  anticipate  paying any cash dividends on our common stock in the foreseeable  future.  Inaddition, the terms of our Series B Preferred Stock prohibit the payment of dividends on our common stock unless all dividends on the Series B Preferred Stockhave been paid in full. In April 2017, the number of authorized shares of the Company’s common stock was increased from 75 million to 125 million by vote of the holders of a majorityof the outstanding shares of the Company’s common stock. In December 2017, the number of authorized shares of the Company’s common stock was increased from 125 million shares to 225 million shares by a vote of theholders of a majority of the outstanding shares of the Company’s common stock. On May 8, 2019, the Company effected a 1-for-12 reverse stock split, reducing the number of our common shares outstanding on that date from 183,411,230 sharesto 15,284,269 shares.  The number of authorized shares of common stock remained (and remains) unchanged at 225,000,000 shares and the number of authorizedshares of preferred stock remained (and remains) unchanged at 250,000 shares.  Additionally, the conversion rate of our Series B Preferred Stock, the conversionprice of our then outstanding Series C Convertible Preferred Stock and Series D Convertible Preferred Stock, the exchange price of our Series 1 Preferred Shares,the exercise price of all then outstanding options and warrants, and the number of shares reserved for future issuance pursuant to our equity compensation planswere all  adjusted proportionately in connection with the reverse stock split.    All  share and per share amounts and conversion prices presented herein have beenadjusted retroactively to reflect these changes. FuelCell Preferred Stock Information concerning the Company’s Series B Preferred Stock and the Series 1 Preferred Shares issued by FCE Ltd. is incorporated herein by reference fromNote 15. “Redeemable Preferred Stock” and Note 23. “Subsequent Events” of the Notes to the Consolidated Financial Statements.

52

 

Performance Graph The  following  graph  compares  the  annual  change  in  the  Company's  cumulative  total  stockholder  return  on  its  common  stock  for  the  five  fiscal  years  endedOctober 31, 2019 with the cumulative stockholder total return on the Russell 2000 Index, a peer group consisting of Standard Industry Classification Group Code3690 companies listed on the Nasdaq Global Market and New York Stock Exchange and a customized 12 company peer group. It assumes $100.00 invested onOctober 31, 2014 with dividends reinvested. 

Equity Compensation Plan Information See Part III, Item 12 for information regarding securities authorized for issuance under our equity compensation plans. Stock Repurchases There were no repurchases made by us or on our behalf of our common stock during the fourth quarter of the fiscal year ended October 31, 2019. 

53

 Item 6. SELECTED FINANCIAL DATA The selected consolidated financial data presented below as of the end of each of the years in the five-year period ended October 31, 2019 have been derived fromour audited consolidated financial statements together with the notes thereto. The data set forth below is qualified by reference to, and should be read in conjunctionwith our consolidated financial statements and their notes and “Management’s Discussion and Analysis of Financial Condition and Results of Operations” includedelsewhere in this Annual Report on Form 10-K.

Consolidated Statement of Operations Data:

(Amounts presented in thousands, except for per share amounts)   2019 2018 2017 2016 2015 Revenues (1):                                        

Product   $ 481    $ 52,490    $ 43,047    $ 62,563    $ 128,595 Service and license     26,618      15,757      27,050      31,491      21,012 Generation     14,034      7,171      7,233      1,267      — Advanced Technologies     19,619      14,019      18,336      12,931      13,470 

Total revenues     60,752      89,437      95,666      108,252      163,077 Cost of revenues:                                        

Product     18,552      54,504      49,843      63,474      118,530 Service and license     18,943      15,059      25,285      32,592      18,301 Generation     31,642      6,421      5,076      664      — Advanced Technologies     12,884      10,360      12,728      11,879      13,470 

Total cost of revenues     82,021      86,344      92,932      108,609      150,301 Gross (loss) profit     (21,269)     3,093      2,734      (357)     12,776 

Operating expenses:                                        Administrative and selling expenses     31,874      24,908      25,916      25,150      24,226 Research and development costs     13,786      22,817      20,398      20,846      17,442 Restructuring expense     —      —      1,355      —      — 

Total costs and expenses     45,660      47,725      47,669      45,996      41,668 Loss from operations     (66,929)     (44,632)     (44,935)     (46,353)     (28,892)

Interest expense     (10,623)     (9,055)     (9,171)     (4,958)     (2,960)Other income, net     93      3,338      247      622      2,442 (Provision) benefit for income tax     (109)     3,015      (44)     (519)     (274)

Net loss     (77,568)     (47,334)     (53,903)     (51,208)     (29,684)Net loss attributable to noncontrolling interest     —      —      —      251      325 

Net loss attributable to FuelCell Energy, Inc.     (77,568)     (47,334)     (53,903)     (50,957)     (29,359)Series A warrant exchange     (3,169)     —      —      —      — Series B Preferred stock dividends     (3,231)     (3,200)     (3,200)     (3,200)     (3,200)Series C Preferred stock deemed dividends and redemption valueadjustment, net     (6,522)     (9,559)     —      —      — Series D Preferred deemed dividends and redemption accretion     (9,755)     (2,075)     —      —      — 

Net loss attributable to common stockholders   $ (100,245)   $ (62,168)   $ (57,103)   $ (54,157)   $ (32,559)Net loss attributable to common stockholders                                       

Basic   $ (1.82)   $ (9.01)   $ (13.73)   $ (21.83)   $ (15.94)Diluted   $ (1.82)   $ (9.01)   $ (13.73)   $ (21.83)   $ (15.94)

Weighted average shares outstanding                                       Basic     55,081      6,896      4,160      2,481      2,043 Diluted     55,081      6,896      4,160      2,481      2,043

 

 

54

 Consolidated Balance Sheet Data:

(Amounts presented in thousands, except for per share amounts)   2019 2018 2017 2016 2015 Cash and cash equivalents (2)   $ 39,778    $ 80,239    $ 87,448    $ 118,316    $ 85,740 Working capital     23,087      70,182      105,432      150,206      129,010 Total current assets     84,319      130,303      203,510      202,204      203,898 Total assets     333,446      340,421      383,786      340,729      277,231 Total current liabilities     62,732      60,121      98,078      51,998      74,888 Total non-current liabilities     135,120      103,377      96,895      114,478      47,732 Redeemable preferred stock     59,857      94,729      87,557      59,857      59,857 Total equity     75,737      82,194      101,256      114,396      94,754 Book value per share (3)   $ 0.39    $ 10.31    $ 17.48    $ 39.03    $ 43.79

 

 (1) Revenues for the fiscal year ended October 31, 2019 reflect the adoption of Accounting Standards Update (ASU) No. 2014-09, “Revenue from Contracts

with Customers (Topic 606)”.  The Company adopted this ASU on November 1, 2018 using the modified retrospective transition method.(2) Includes short-term and long-term restricted cash and cash equivalents.(3) Calculated as total equity divided by common shares issued and outstanding as of the balance sheet date (after giving effect to the May 8, 2019 1-for-12

reverse stock split).

55

 Item 7. MANAGEMENT’S DISCUSSION AND ANALYSIS OF FINANCIAL CONDITION AND RESULTS OF OPERATIONS

The  following  discussion  should  be  read  in  conjunction  with  information  included  in  Item  8  of  this  report.  Unless  otherwise  indicated,  the  terms  “Company”,“FuelCell Energy”, “we”, “us”, and “our” refer to FuelCell Energy, Inc. and its subsidiaries. All tabular dollar amounts are in thousands.

In  addition  to  historical  information,  this  discussion  and  analysis  contains  forward-looking  statements.  All  forward-looking  statements  are  subject  to  risks  anduncertainties that could cause actual results to differ materially from those projected.  Please see “Forward-Looking Statement Disclaimer” for a discussion of theuncertainties,  risks and assumptions associated with these statements,  as well  as other risks set  forth in our filings with the SEC including those set  forth underItem 1A — Risk Factors in this report. Overview

FuelCell  Energy  was  founded  more  than  50  years  ago  in  1969.  We  began  selling  stationary  fuel  cell  power  plants  commercially  in  2003.  With  more  than  9.5million megawatt hours of clean electricity produced, FuelCell Energy is now a global leader in delivering environmentally-responsible distributed baseload powersolutions  through  our  proprietary,  molten-carbonate  fuel  cell  technology.  Today,  we  develop  turn-key  distributed  power  generation  solutions  and  operate  andprovide comprehensive service for the life of the power plant. We are working to expand the proprietary technologies that we have developed over the past fivedecades into new products, markets and geographies.

Fiscal year 2019 was one of transformation for FuelCell Energy. We restructured our management team and our operations in ways that are intended to support ourgrowth and achieve our profitability  and sustainability  goals.  We raised capital  under  our  at-the-market  sales  plan,  which allowed us to pay down our accountspayable  and stay current  on our forbearance agreements.    We repaid a  substantial  portion of our  short-term debt,  retired our Series  C and Series  D ConvertiblePreferred Stock obligations, and refocused on our core competencies in an effort to drive top-line revenue. We believe we have emerged from a difficult fiscal 2019as  a  stronger  company,  better  positioned to  execute  on our  business  plan.  Our  recent  achievements,  accomplished  during one of  the  most  stressful  times  in  theCompany’s history, include: (a) closing on a new $200 million credit facility with Orion Energy Partners, (b) executing a new Joint Development Agreement withEMRE, with  anticipated  revenues  of  up to  $60 million,  (c)  restructuring  our  business  to  realize  annualized operating savings  of  approximately  $15 million,  (d)making progress in constructing certain projects in our backlog, including the CMEEC project at the U.S. Navy base in Groton, Connecticut and the commissioningand startup of the 2.8 MW Tulare BioMAT project in California, (e) relaunching our sub-megawatt product in Europe, (f) executing a strategic relationship withE.On Business Solutions,  an affiliate  of one of the largest  utilities  in the world,  to market  and distribute our products beyond the two FuelCell  operating plantsE.On  already  owns,  (g)  extending  the  maturity  of  our  Series  1  Preferred  Shares  issued  by  FCE  FuelCell  Energy  Ltd.  by  one  year,  and  (h)  concluding  ourengagement with Huron Consulting after successful restructuring and payoff of our prior senior secured credit facility.

We will use this new focus coming out of our restructuring to advance our core goals of: 

  • Executing on our backlog and new project awards;

  • Growing our generation portfolio;

  • Competing for and winning new business around the world; and

  • Developing and commercializing our Advanced Technologies platform of products. Our mission and purpose remains to utilize our proprietary, state-of-the-art fuel cell power plants to reduce the global environmental footprint of baseload powergeneration  by  providing  environmentally  responsible  solutions  for  reliable  electrical  power,  hot  water,  steam,  chilling,  hydrogen,  microgrid  applications,  andcarbon capture and, in so doing, drive demand for our products and services, thus realizing positive stockholder returns.

56

 Recent Developments The  events  described  in  this  “Recent  Developments”  section  relate,  in  part,  to  matters  discussed  in  more  detail  below  in  this  “Management’s  Discussion  andAnalysis  of  Financial  Condition  and  Results  of  Operations”  section  –  particularly  those  matters  discussed  under  “Liquidity  and  Capital  Resources.”    In  certaininstances, the capitalized terms used in this “Recent Developments” section are defined elsewhere in this Annual Report on Form 10-K. ExxonMobil Research and Engineering Company Joint Development Agreement On  November  5,  2019,  the  Company  signed  a  two-year  Joint  Development  Agreement  (“JDA”)  with  EMRE, pursuant  to  which  the  Company  will  continueexclusive research and development efforts with EMRE to evaluate and develop new and/or improved carbonate fuel cells to reduce carbon dioxide emissions fromindustrial and power sources, in exchange for (a) payment of (i) an exclusivity and technology access fee of $5.0 million, (ii) up to $45.0 million for research anddevelopment efforts, and (iii) milestone-based payments of up to $10.0 million after certain technological milestones are met, and (b) certain licenses to patents andpatent applications, and copyrightable works resulting from the JDA.   Orion Credit Agreement As  described  below  and  in  Note  13.  “Debt”,  on  October  31,  2019,  the  Company  and  certain  of  its  subsidiaries  as  guarantors  entered  into  the  Orion  CreditAgreement with the Agent and certain of its affiliates as lenders for a $200.0 million senior secured credit facility, structured as a delayed draw term loan, to beprovided by the lenders.  On November 22, 2019, the Company made a second draw under the Orion Credit Agreement (the “Second Funding”) of $65.5 million,which was funded by Orion Energy Credit Opportunities Fund II, L.P., Orion Energy Credit Opportunities Fund II GPFA, L.P., Orion Energy Credit OpportunitiesFund II PV, L.P., and Orion Energy Credit Opportunities FuelCell Co-Invest, L.P. (the “Orion Lenders”), such that the total fundings to the Company under theOrion Facility were equal to $80.0 million.  The funds drawn in the Second Funding were reduced by a Loan Discount (described further below and in Note 13.“Debt”)  of  $1.6  million,  which  was  retained  by  the  Orion  Lenders.   Proceeds  from the  Second Funding  were  used  to  repay  outstanding  third  party  debt  of  theCompany with respect to certain other Company projects, including the construction loan from Fifth Third Bank on the Groton Project and the loan from WebsterBank on the CCSU Project,  as well  as to fund remaining going forward construction costs relating to certain projects,  including  the Groton Project (a 7.4 MWproject), the LIPA Yaphank Solid Waste Management Project (a 7.4 MW project), and the Tulare BioMAT project (a 2.8 MW project). In accordance with the Orion Credit Agreement in connection with the Second Funding, on November 22, 2019, the Company issued to the Orion Lenders warrantsto purchase up to a total of 14.0 million shares of the Company’s common stock (the “Second Funding Warrants”), with an initial exercise price with respect to 8.0million of such shares of $0.242 per share and with an initial exercise price with respect to 6.0 million of such shares of $0.620 per share (such $0.620 per shareexercise price being at a premium to the market price at the time of entry into the Orion Credit Agreement). In conjunction with the Second Funding, the Company and the other loan parties entered into the First Amendment to the Orion Credit Agreement (the “First OrionAmendment”),  which required the Company to establish a $5.0 million debt reserve, with such reserve to be released on the first  date following the date of theSecond Funding on which all of the following events shall have occurred: (a) each of (x) the commercial operation date for the Tulare BioMAT project shall haveoccurred and (y) a disposition, refinancing or tax equity investment in the Tulare BioMAT project of at least $5 million is consummated; (b) each of (x) the GrotonProject shall have achieved its business plan in accordance with the Groton Construction Budget (as defined in the Orion Credit Agreement), (y) the commercialoperation date for the Groton Project (as defined below) shall have occurred and (z) the Groton Project shall have met its annualized output and heat rate guaranteesfor three months; and (c) a disposition, refinancing or tax equity investment of at least $30 million shall have occurred with respect to the Groton Project.  The FirstOrion Amendment further requires the Company (i) to provide, no later than December 31, 2019 (or such later date as the Agent may, in its sole discretion, agree inwriting), a biogas sale and purchase agreement through December 31, 2021 for the Tulare BioMAT project, which was obtained as of such date, (ii) to obtain byDecember 31, 2019 (or such later date as the Agent may, in its sole discretion, agree in writing) a fully executed contract for certain renewable energy credits forthe Groton Project, which was obtained as of such date, and (iii) to provide by January 31, 2020 (or such later date as the Agent may, in its sole discretion, agree inwriting) certain consents and estoppels from CMEEC related to the Groton Project and an executed, seventh modification to the lease between CMEEC and theUnited States Government, acting by and through the Department of the Navy. The First Orion Amendment provides that, if the

57

 requirements set forth in clauses (ii) and (ii) above are not timely satisfied, the Company will grant the Agent, on behalf of the Orion Lenders, a security interestand  lien  on  all  of  the  Company’s  intellectual  property,  with  such  lien  and  security  interest  to  be  released  at  such  time  as  the  Company  has  satisfied  suchrequirements. In addition, in connection with the January 2020 Letter Agreement among the Company, FCE Ltd. and Enbridge described below, on January 20, 2020, in order toobtain the Orion Lenders’ consent to the January 2020 Letter Agreement as required under the Orion Credit Agreement, the Company and the other loan partiesentered into the Second Amendment to the Orion Credit Agreement (the “Second Orion Amendment”), which adds a new affirmative covenant to the Orion CreditAgreement  that  obligates  the  Company  to,  and  to  cause  FCE Ltd.  to,  on  or  prior  to  November  1,  2021,  either  (i)  pay  and  satisfy  in  full  all  of  their  respectiveobligations in respect of, and fully redeem and cancel, all of the Series 1 Preferred Shares of FCE Ltd., or (ii) deposit in a newly created account of FCE Ltd. or theCompany cash in an amount sufficient to pay and satisfy in full all of their respective obligations in respect of, and to effect a redemption and cancellation in fullof, all of the Series 1 Preferred Shares of FCE Ltd. The Second Orion Amendment also provides that the articles of FCE Ltd. setting forth the modified terms of theSeries 1 Preferred Shares will be considered a “Material Agreement” under the Orion Credit Agreement. Under the Second Orion Amendment, a failure to satisfythis new affirmative covenant  or to otherwise comply with the terms of the Series 1 Preferred Shares will  constitute  an event  of default  under the Orion CreditAgreement, which could result in the acceleration of any amounts outstanding under the Orion Credit Agreement. Cashless Exercise of Certain Orion Warrants

On January 9, 2020, the Orion Lenders exercised, on a cashless basis, Orion Warrants (as defined below) (with cash exercise prices of $0.310 per share and $ 0.242per share) representing the right to purchase, in the aggregate, 12.0 million shares of the Company’s common stock.  Because these warrants were exercised on acashless basis pursuant to the formula set forth in the warrants, the Orion Lenders received, in the aggregate, a “net number” of 9,396,319 shares of the Company’scommon stock upon the exercise of Initial Funding Warrants (as defined below) representing the right to purchase 6.0 million shares of the Company’s commonstock and Second Funding Warrants representing the right to purchase 6.0 million shares of the Company’s common stock. The other 2,603,681 shares, which werenot issued to the Orion Lenders due to the cashless nature of the exercise, are no longer required to be reserved for issuance upon exercise of the Orion Warrants. Termination of Construction Loan Agreement with Fifth Third Bank As described below and in Note 13.  “Debt”,  on February 28, 2019, the Company, through its  indirect  wholly-owned subsidiary,  Groton Station Fuel Cell,  LLC(“Groton Borrower”), entered into a Construction Loan Agreement (as amended from time to time, the “Groton Agreement”) with Fifth Third Bank pursuant towhich Fifth  Third  Bank agreed  to  make available  to  Groton Borrower  a  construction  loan facility  in  an  aggregate  principal  amount  of  up to  $23.0  million  (the“Groton  Facility”)  to  fund  the  manufacture,  construction,  installation,  commissioning  and  start-up  of  the  7.4  MW fuel  cell  power  plant  for  the  CMEEC at  theUnited States Navy submarine base in Groton, Connecticut (the “Groton Project”).  Groton Borrower made an initial draw under the Groton Facility on the date ofclosing of the facility of $9.7 million and made an additional draw of $1.4 million in April 2019.  The total outstanding balance under the Groton Facility as ofNovember 22, 2019 (prior to the payment described below) was $11.1 million.  Groton Borrower and Fifth Third Bank entered into a payoff letter, dated November22, 2019, pursuant to which, on November 22, 2019, the Agent, on behalf of Groton Borrower, paid off all of Groton Borrower’s indebtedness to Fifth Third Bankunder the Groton Agreement and thereby terminated the Groton Facility. Termination of Term Loan Agreements with Webster Bank On November 22, 2019, the Webster Bank debt was repaid in full and the borrowing arrangement was terminated.

58

  Connecticut Green Bank Loan As described below and in Note 13. “Debt”, the Company had a long-term loan agreement with the Connecticut Green Bank (as amended from time to time, the“Green  Bank  Loan  Agreement”)  for  a  loan  totaling  approximately  $5.9  million  in  support  of  the  14.9  MW  fuel  cell  park  in  Bridgeport,  Connecticut  (the“Bridgeport Fuel Cell Project”).  On and effective as of December 19, 2019, the Company and Connecticut Green Bank entered into an amendment to the GreenBank Loan Agreement (the “Green Bank Amendment”). Upon the execution of the Green Bank Amendment on December 19, 2019, Connecticut Green Bank madean additional loan to the Company in the aggregate principal amount of $3.0 million (the “December 2019 Loan”), which is to be used (i) first, to pay closing feesrelated to the acquisition of the Bridgeport Fuel Cell Project and the Subordinated Credit Agreement (as defined below), other fees, and accrued interest from May9,  2019,  totaling  $404,000  (“Accrued  Fees”),  and  (ii)  thereafter,  for  general  corporate  purposes  as  determined  by  the  Company,  including,  but  not  limited  to,expenditures in connection with the project  being constructed by Groton Station Fuel Cell,  LLC (“Groton Fuel Cell”).  Pursuant to the terms of the Green BankAmendment, Connecticut Green Bank will have no further obligation to make loans under the Green Bank Loan Agreement and the Company will have no right tomake additional draws under the Green Bank Loan Agreement. The Green Bank Amendment provides that, until such time as the loan (which includes both the outstanding principal balance of the original loan under the GreenBank Loan Agreement and the outstanding principal amount of the December 2019 Loan) has been repaid in its entirety, interest on the outstanding balance of theloan shall  accrue monthly in arrears from the date of the Green Bank Amendment at a rate of 5% per annum until  May 8, 2019 and at a rate of 8% per annumthereafter, payable by the Company on a monthly basis in arrears. The Green Bank Amendment further provides that the payment by the Company of the AccruedFees (as described above) includes any shortfall of interest due but unpaid by the Company through and including November 30, 2019. Interest payments made bythe Company after the date of the Green Bank Amendment are to be applied first to interest that has accrued on the outstanding principal balance of the originalloan under the Green Bank Loan Agreement and then to interest that has accrued on the December 2019 Loan. The Green Bank Amendment also modifies  the repayment  and mandatory prepayment  terms and extends the maturity  date set  forth in the original  Green BankLoan Agreement. Under the Green Bank Amendment, to the extent that excess cash flow reserve funds under the BFC Credit Agreement (as defined below) areeligible for disbursement to Bridgeport Fuel Cell, LLC pursuant to Section 6.23(c) of the BFC Credit Agreement, such funds are to be paid to Connecticut GreenBank,  to  be  applied  first  to  repay  the  outstanding  principal  balance  of  the  original  loan  under  the  Green  Bank  Loan  Agreement  and  thereafter  to  repay  theoutstanding principal amount of the December 2019 Loan, until repaid in full. The Green Bank Amendment further provides that the entire unpaid balance of theloan and all other obligations due under the Green Bank Loan Agreement will be due and payable on May 9, 2026 if not paid sooner in accordance with the GreenBank  Loan  Agreement.  Finally,  with  respect  to  mandatory  prepayments,  the  Green  Bank  Amendment  provides  that,  when  the  Company  has  closed  on  thesubordinated project term loan pursuant to the Commitment Letter, dated February 6, 2019, issued by Connecticut Green Bank to Groton Fuel Cell to provide asubordinated  project  term loan  to  Groton  Fuel  Cell  in  the  amount  of  $5.0  million  (the  “Groton  Commitment  Letter”),  the  Company will  be  required  prepay  toConnecticut  Green Bank the  lesser  of  any then outstanding  amount  of  the  December  2019 Loan and the  amount  of  the  subordinated  project  term loan actuallyadvanced by Connecticut Green Bank.

59

  Series B Preferred Stock Dividend On  October  30,  2019,  the  Company  declared  dividends  on  the  Series  B  Preferred  Stock,  which  included  the  accrued  dividends  payable  under  the  AmendedCertificate  of  Designation  for  the  Series  B  Preferred  Stock with  respect  to  the  May  15,  2019  and  August  15,  2019  dividend  payment  dates  and  the  dividendspayable with respect to the November 15, 2019 dividend payment date, which were paid on or about November 15, 2019.  The aggregate dividend payment was$2.4 million. Series 1 Preferred Stock Return of Capital and Dividend Payment On November 26, 2019, the Company made the return of capital and dividend payments due as of March 31, 2019, June 30, 2019 and September 30, 2019, in anaggregate amount equal to Cdn. $0.9 million, on the Series 1 Preferred Stock. Series 1 Preferred Stock – Letter Agreement As described in Note 15. “Redeemable Preferred Stock,” as of October 31, 2019, FCE Ltd. or the Company, as the guarantor of FCE Ltd.’s payment obligationswith respect to the Series 1 Preferred Shares, was obligated to pay, on or before December 31, 2020, all accrued and unpaid dividends on the Series 1 PreferredShares and the balance of the principal redemption price with respect to all of the Series 1 Preferred Shares. As of October 31, 2019, the aggregate amount of allaccrued and unpaid dividends to be paid on the Series 1 Preferred Shares on December 31, 2020 was expected to be Cdn. $21.1 million and the balance of theprincipal redemption price to be paid on December 31, 2020 with respect to all of the Series 1 Preferred Shares was expected to be Cdn. $4.4 million. Interest underthe Series 1 Preferred Shares accrued at annual rate of 5%. In addition, the holder of the Series 1 Preferred Shares had the right to exchange such shares for fullypaid and non-assessable shares of common stock of the Company at certain specified prices, and FCE Ltd. had the option of making dividend payments in the formof common stock of the Company or cash. On January 20, 2020, the Company, FCE Ltd. and Enbridge entered into a letter agreement (the “January 2020 Letter Agreement”), pursuant to which they agreedto amend the articles of FCE Ltd. relating to and setting forth the terms of the Series 1 Preferred Shares to: (i) remove the provisions of the articles permitting orrequiring the issuance of shares of the Company’s common stock in exchange for the Series 1 Preferred Shares or as payment of amounts due to the holders of theSeries 1 Preferred Shares, (ii) remove certain provisions of the articles relating to the redemption of the Series 1 Preferred Shares, (iii) increase the annual dividendrate,  commencing  on January  1,  2020,  to  15%, (iv)  extend the  final  payment  date  for  all  accrued and unpaid  dividends  and all  return  of  capital  payments  (i.e.,payments of the principal redemption price) from December 31, 2020 to December 31, 2021, (v) clarify when dividend and return of capital payments are to bemade in the future and extend the quarterly dividend and return of capital payments through December 31, 2021 (which were previously to be paid each quarterthrough December 31, 2020), (vi) remove certain terms and provisions of the articles that are no longer applicable, and (vii) make other conforming changes to thearticles.  In addition, the parties agreed to amend the Company’s guarantee in favor of Enbridge as necessary or as the parties may mutually agree, in either case, inorder to be consistent with such amended articles and to maintain the Company’s guarantee of FCE Ltd.’s obligations under the Series 1 Preferred Shares. After taking into account the amendments to the terms of the Series 1 Preferred Shares described in the January 2020 Letter Agreement, the aggregate amount of allaccrued  and  unpaid  dividends  to  be  paid  on  the  Series  1  Preferred  Shares  on  December  31,  2021  is  expected  to  be  Cdn.  $26.5  million  and  the  balance  of  theprincipal redemption price to be paid on December 31, 2021 with respect to all of the Series 1 Preferred Shares is expected to be Cdn. $3.5 million. Sales of Common Stock under At Market Issuance Sales Agreement During the period beginning on November 7, 2019 and ending on (and including) November 11, 2019, the Company issued and sold a total of approximately 7.9million shares of its common stock under its At Market Issuance Sales Agreement, dated October 4, 2019 (the “Sales Agreement”), with B. Riley FBR, Inc. (the“Sales Agent”), at prevailing market prices, with an average sale price of $0.46 per share, and raised aggregate gross proceeds of approximately

60

 $3.6 million, before deducting expenses and commissions.  Commissions of $0.1 million were paid to the Sales Agent in connection with these sales, resulting innet proceeds to the Company of approximately $3.5 million. The Company had sold an aggregate of approximately 17,998,846 shares of common stock under the Sales Agreement as of November 11, 2019. 

Results of Operations 

Management evaluates our results of operations and cash flows using a variety of key performance indicators, including revenues compared to prior periods andinternal  forecasts,  costs  of  our  products  and  results  of  our  cost  reduction  initiatives,  and  operating  cash  use.  These  are  discussed  throughout  the  “Results  ofOperations” and “Liquidity and Capital Resources” sections. Results of Operations are presented in accordance with accounting principles generally accepted in theUnited States (“GAAP”).

 Comparison of the Years Ended October 31, 2019 and 2018

 Revenues and Costs of revenues Our revenues and cost of revenues for the years ended October 31, 2019 and 2018 were as follows: 

  Years Ended October 31, Change (dollars in thousands)   2019 2018 $ % Total revenues   $ 60,752    $ 89,437    $ (28,685)     (32)%Total costs of revenues     82,021      86,344      (4,323)     (5)%Gross (loss) profit   $ (21,269)   $ 3,093    $ (24,362)     (788)%

Gross (loss) profit margin     (35.0)%     3.5%             

 Total  revenues  for  the  year  ended  October  31,  2019  decreased  $28.7  million,  or  32%,  to  $60.8  million  from  $89.4  million  during  the  year  ended  October  31,2018.  Total cost of revenues for the year ended October 31, 2019 decreased by $4.3 million, or 5%, to $82.0 million from $86.3 million during the year endedOctober 31, 2018. The Company's gross loss margin was 35.0% in fiscal year 2019, as compared to a gross profit margin of 3.5% in fiscal year 2018.  A discussionof  the  changes  in  product  sales,  service  agreement  and  license  revenues,  Advanced  Technologies  contract  revenues,  and  generation  revenues  follows.  Refer  to“Critical Accounting Policies and Estimates” for more information on revenue and cost of revenue classifications. Product sales Our product sales, cost of product sales and gross loss from product sales for the years ended October 31, 2019 and 2018 were as follows: 

  Years Ended October 31, Change (dollars in thousands)   2019 2018 $ % Product sales   $ 481    $ 52,490    $ (52,009)     (99)%Cost of product sales     18,552      54,504      (35,952)     (66)%Gross loss from product sales   $ (18,071)   $ (2,014)   $ (16,057)     (797)%

Product sales gross loss margin     (3757.0)%     (3.8)%              

 Product sales for the year ended October 31, 2019 consisted of $0.5 million of power plant revenue compared to $52.5 million of product revenues for the yearended October 31, 2018, which included $49.4 million of power plant revenue and $3.1 million of revenue related to engineering and construction services. The decline in product sales was primarily a result of our previous strategic decision to focus on utility scale PPA business opportunities to grow our generationportfolio, rather than selling our projects upon completion, and our continuing inability to access the Asian markets as a result of the situation with POSCO Energy. 

61

 Product sales for the year ended October 31, 2018 included revenues from the 20 MW order from Hanyang Industrial Development Co., Ltd (“HYD”), pursuant towhich we provided equipment to HYD for a fuel cell project with KOSPO. Shipments began in the fourth quarter of fiscal 2017 and were completed in the firstquarter of fiscal 2018.  During the year ended October 31, 2018, we also recorded product revenues for the sale of a 2.8 MW natural gas fueled fuel cell powerplant project located at the waste water treatment facility in Tulare, California to Clearway Energy. Cost of product sales decreased $36.0 million for the year ended October 31, 2019 to $18.6 million, compared to $54.5 million in the prior year.  Overall gross lossfrom product  sales  was $18.1 million for  the year  ended October  31,  2019 compared to a  gross loss  of  $2.0 million in the year  ended October  31,  2018.    Bothperiods  were  impacted  by  the  under-absorption  of  fixed  overhead  costs  due  to  low  production  volumes.    Manufacturing  variances,  primarily  related  to  lowproduction volumes and other charges, totaled approximately $14.5 million for the year ended October 31, 2019 compared to approximately $11.2 million for theyear ended October 31, 2018.  Cost of product sales for the year ended October 31, 2019 also includes an impairment charge for a specific construction in processasset related to automation equipment for use in manufacturing with a carrying value of $2.8 million, which was impaired due to uncertainty as to whether the assetwill be completed as a result of the Company’s liquidity position and continued low level of production rates.  For the year ended October 31, 2019, we operated atan annualized production rate of approximately 17 MW compared to a 25 MW annualized production rate in the year ended October 31, 2018.   The annualizedproduction rate as of October 31, 2019 was 10 MW. As of October 31, 2018, product sales backlog totaled approximately $1,000.  There was no product sales backlog as of October 31, 2019. Service and license revenues Our service and license revenues and associated cost of revenues for the years ended October 31, 2019 and 2018 were as follows: 

  Years Ended October 31, Change (dollars in thousands) 2019 2018 $ % Service and license revenues   $ 26,618    $ 15,757    $ 10,861      69%Cost of service and license revenues     18,943      15,059      3,884      26%Gross profit from service and license revenues   $ 7,675    $ 698    $ 6,977      (1,000)%

Service and license revenues gross margin     28.8%    4.4%             

 Revenues for the year ended October 31, 2019 from service agreements and license fees increased $10.9 million to $26.6 million from $15.8 million for the yearended October 31, 2018.  Service revenues increased from the year ended October 31, 2018 primarily due to revenues of $10.0 million recorded in connection withthe EMRE License Agreement  during the year  ended October 31,  2019 and higher revenue from module replacements  during the year  ended October 31,  2019(particularly during the first quarter of the year ended October 31, 2019) compared to the prior year. The prior year included revenue recorded in connection withthe service agreement associated with the 14.9 MW fuel cell park in Bridgeport, Connecticut (“Bridgeport Fuel Cell Project”) of $2.3 million, compared to revenuerecorded during the year ended October 31, 2019 of $8.0 million.  As a result of the purchase of the Bridgeport Fuel Cell Project on May 9, 2019, revenue under theBridgeport FuelCell Project service agreement is no longer being recognized. 

62

 The increases in revenue were partially offset by a decrease in revenue resulting from the adoption of Accounting Standards Update (“ASU”) 2014-09, “Revenuefrom  Contracts  with  Customers”  (“Topic  606”)  as  of  November  1,  2018, which  impacted  service  and  license  revenues  recognition.  Service  revenues  are  nowrecorded based on a  cost-to-cost  input  method whereas  previously  service  revenues  for  maintenance and monitoring were recorded ratably  over  the term of  theservice  agreement  and  revenue  from  module  exchanges  was  recognized  upon  the  module  replacement  event.    Performance  guarantees,  which  were  previouslyrecorded  as  a  cost  of  service  and  license  revenues,  are  now accounted  for  as  variable  consideration  with  a  reduction  to  service  and  license  revenues.    Licenserevenues were previously recorded over the contract term on a straight-line basis; however, upon adoption of Topic 606, we assessed the performance obligationswithin an existing license contract and allocated consideration between performance obligations that are satisfied at a point in time and performance obligationsthat are recognized over time.  Revenue from a license performance obligation that is satisfied over time was $1.6 million for the  year ended October 31, 2019,compared to $2.2 million for the year ended October 31, 2018. Cost of service and license revenues increased $3.9 million to $18.9 million for the year ended October 31, 2019 from $15.1 million for the year ended October 31,2018.    Cost  of  service  agreements  includes  maintenance  and  operating  costs,  module  exchanges,  and,  in  the  fiscal  year  ended  October  31,  2018  (prior  to  theadoption of Topic 606), also included performance guarantees. Overall gross profit from service and license revenues was $7.7 million for the year ended October 31, 2019, which represents an increase of $7.0 million fromgross profit of $0.7 million for the year ended October 31, 2018.  The adoption of Topic 606 resulted in a reduction of service and license margins of $2.6 millionprimarily due to a reduction in license revenue and a decrease in the amount of revenue that was recorded under Topic 606.   Service and license revenue grossmargins were further impacted by a change in our estimates for future module replacements, which resulted in a reduction of revenue of approximately $1.0 millionand an increase in the service loss reserve of $1.7 million.  The overall gross margin percentage of 28.8% for the year ended October 31, 2019 increased comparedto 4.4% in the year ended October 31, 2018.  This increase was primarily a result of the EMRE License Agreement revenues recorded for the year ended October31, 2019, which had no corresponding cost of sales. As of October 31, 2019, service backlog totaled $169.4 million compared to $251.7 million as of October 31, 2018.  This backlog is for service agreements of up to20 years at inception and is expected to generate positive margins and cash flows based on current estimates. The decrease in service backlog is primarily due to theacquisition  of  the  Bridgeport  Fuel  Cell  Project,  as  the  service  backlog  previously  associated  with  such  project  is  now  being  included  within  generationbacklog.  This acquisition has resulted in additional revenue to be recorded under the PPA as compared to the service agreement.  Service backlog also includesfuture license revenue. Generation revenues 

  Years Ended October 31, Change (dollars in thousands) 2019 2018 $ % Generation revenues   $ 14,034    $ 7,171    $ 6,863      96%Cost of generation revenues     31,642      6,421      25,221      393%Gross (loss) profit from generation revenues   $ (17,608)   $ 750    $ (18,358)     (2,448)%

Generation revenues gross (loss) margin     (125.5)%     10.5%             

 Revenues  for  the  year  ended  October  31,  2019  from  generation  increased  $6.9  million  to  $14.0  million  from  $7.2  million  for  the  year  ended  October  31,2018.    Generation revenues  for  the years  ended October  31,  2019 and 2018 reflect  revenue from electricity  generated under  the  Company’s  PPAs.    Generationrevenues increased for the year ended October 31, 2019 compared to the year ended October 31, 2018 due to additional revenue recorded for the Bridgeport FuelCell Project, which was acquired on May 9, 2019. Revenue recognized under the related PPA subsequent to the acquisition of the Bridgeport Fuel Cell Project isnow included in Generation revenues in an amount equal to $7.0 million.  Cost of generation revenues totaled $31.6 million in the year ended October 31, 2019,compared to $6.4 million for the year ended October 31, 2018.   

63

 The increase in Cost of generation revenues was primarily a result of: (i) our growing generation fleet, (ii) an impairment charge for the Triangle Street Project and(iii) an impairment charge for the Bolthouse Farms Project, which are further described as follows: 

  i. Growing generation fleet:  The  14.9  MW  Bridgeport  Fuel  Cell  Project  was  acquired  by  the  Company  on  May  9,  2019.  As  a  result  of  thisacquisition,  the  Company  is  now  incurring  costs  related  to  the  fuel  for  the  plant  as  well  as  service,  administration  and  depreciation  costs  andexpenses associated with the amortization of the intangible  asset  related to the acquired PPA.   Depreciation and amortization expense recordedduring the fiscal year ended October 31, 2019 for the Bridgeport Fuel Cell Project was $3.1 million and $0.6 million, respectively.

  ii. Impairment charge for the Triangle Street Project:  In the fourth quarter of fiscal 2019, management determined that it will not be able to secure aPPA with terms acceptable to the Company for the Triangle Street Project. Therefore, it is management’s current intention to operate the projectunder a merchant model for the next 5 years. The project will sell power through the Connecticut grid under wholesale tariff rates and RenewableEnergy Credits (RECs) to market participants. As a result of management’s decision to operate the project in this manner, an impairment charge of$14.4 million was recorded in the fourth quarter of fiscal 2019. The amount of the impairment charge was determined by comparing the estimateddiscounted cash flows of the project and the expected residual value of the project to its carrying value.  Management expects to continue to pursueeconomic enhancements for this project, but cannot currently assess the probability of closing on a revenue contract for the power above wholesalemarket rates.

  iii. Impairment charge for the Bolthouse Farms Project:    An impairment charge for the Bolthouse Farms Project was recorded as management hasdecided to pursue termination of the PPA given recent regulatory changes impacting the future cost profile for the Company and Bolthouse Farms.Since  it  is  considered  probable  that  the  PPA will  be  terminated,  a  $3.1  million  impairment  charge  was  recorded,  which  reflects  the  differencebetween the carrying value of  the asset  and the value of  the components  that  are  expected to be redeployed to other  projects.  This  project  wasremoved from the Company’s backlog as of October 31, 2019. 

Cost of generation revenues included depreciation of approximately $6.8 million and $4.1 million for the years ended October 31, 2019 and 2018, respectively, andincluded amortization of $0.6 million for the Bridgeport Fuel Cell Project PPA for the year ended October 31, 2019. We had 26.1 MW of operating power plants inour portfolio as of October 31, 2019, compared to 11.2 MW as of October 31, 2018. This increase is a result of the acquisition of the Bridgeport Fuel Cell Project. As of October 31, 2019, generation backlog totaled $1.1 billion compared to $839.5 million as of October 31, 2018.   Advanced Technologies contracts Advanced Technologies contracts revenue and related costs for the years ended October 31, 2019 and 2018 were as follows: 

  Years Ended October 31, Change (dollars in thousands) 2019 2018 $ % Advanced Technologies contracts   $ 19,619    $ 14,019    $ 5,600      40%Cost of Advanced Technologies contracts     12,884      10,360      2,524      24%Gross profit   $ 6,735    $ 3,659    $ 3,076      84%

Advanced Technologies contracts gross margin     34.3%    26.1%             

64

  Revenues  for  the  year  ended  October  31,  2019 from Advanced  Technologies  contracts  increased  $5.6  million  to  $19.6  million  from $14.0  million  for  the  yearended October 31, 2018. The adoption of Topic 606 had no impact on Advanced Technologies revenue for the year ended October 31, 2019.  The increase for theyear  ended  October  31,  2019  was  primarily  due  to  the  timing  of  project  activity  under  existing  contracts.  Cost  of  Advanced  Technologies  contract  revenuesincreased  $2.5  million  to  $12.9  million  for  the  year  ended  October  31,  2019,  compared  to  $10.4  million  for  the  year  ended  October  31,  2018.    AdvancedTechnologies contracts for the year ended October 31, 2019 generated a gross profit of $6.7 million compared to a gross profit of $3.7 million for the year endedOctober 31, 2018.  The increase in Advanced Technologies contract  gross margin is related to the timing and mix of contracts being performed during the yearended October 31, 2019, particularly a higher proportion related to private industry contracts. At October 31, 2019, Advanced Technologies contract backlog totaled $12.0 million compared to $32.4 million at October 31, 2018. Administrative and selling expenses Administrative and selling expenses were $31.9 million and $24.9 million for the years ended October 31, 2019 and 2018, respectively.  The increase from the prioryear primarily relates to legal and consulting costs related to our restructuring, liquidity and refinancing initiatives. Total legal and professional fees incurred for theyear ended October 31, 2019 were $11.5 million, compared to $4.1 million in the year ended October 31, 2018. Research and development expenses Research and development expenses decreased to $13.8 million for the year ended October 31, 2019 compared to $22.8 million during the year ended October 31,2018.  The decrease related to the reduction in spending resulting from the restructuring initiatives and resources being allocated to funded Advanced Technologiesprojects. 

65

 Loss from operations Loss from operations for the year ended October 31, 2019 was $66.9 million compared to $44.6 million for the year ended October 31, 2018.  The increase in theloss  from  operations  was  primarily  a  result  of  the  fact  that  there  were  no  significant  product  sales,  unfavorable  margins  mainly  due  to  higher  manufacturingvariances (which were an additional $3.3 million for the year ended October 31, 2019 compared to the prior year), unfavorable generation margins resulting fromthe impairment charges of $20.4 million for the year ended October 31, 2019 and higher administrative and selling expenses of $7.0 million,  partially offset  byhigher margins for service and license revenues, which were primarily due to the $10.0 million in revenue recorded for the EMRE License Agreement and lowerresearch and development expenses of $9.0 million. Interest expense Interest  expense  for  the  years  ended  October  31,  2019 and  2018 was  $10.6  million  and  $9.1  million,  respectively.    Interest  expense  for  both  periods  presentedincludes interest on the loan and security agreement with Hercules Capital, Inc. (“Hercules”), interest expense related to financing obligations resulting from sale-leaseback  transactions  and  interest  for  the  amortization  of  the  fair  value  discount  of  the  Series  1  Preferred  Stock.    The  increase  in  interest  expense  representsadditional  interest  on  the  loans  made  by  Fifth  Third  Bank  and  Liberty  Bank  in  connection  with  the  acquisition  of  the  Bridgeport  Fuel  Cell  Project  and  amodification fee of $0.8 million that was recorded in connection with the amendment of the loan agreement with NRG.  The interest expense for the years endedOctober  31,  2019  and  2018  includes  interest  for  the  accretion  of  the  fair  value  discount  for  the  Series  1  Preferred  Stock  of  $2.3  million  and  $2.2  million,respectively. Other income, net Other income, net was $0.1 million for the year ended October 31, 2019 compared to other income, net of $3.3 million for the year ended October 31, 2018. Theincome for each of the years ended October 31, 2019 and 2018 includes income of $0.6 million for refundable research and development tax credits.  The incomefor fiscal year 2019 was offset by expense of $0.6 million for the fair value adjustments of an interest rate swap.  Other income, net for the prior year also includesa  foreign  exchange  gain  related  to  the  remeasurement  of  the  Canadian  Dollar  denominated  preferred  stock  obligation  of  our  U.S.  Dollar  functional  currencyCanadian subsidiary and a foreign exchange gain that was realized on payments and unbilled receivable balances denominated in South Korean Won for the HYDcontract. (Provision) benefit for income taxes We have not paid federal or state income taxes in several years due to our history of net operating losses, although we have paid foreign income and withholdingtaxes in South Korea.  The Company recorded an income tax provision totaling $0.1 million for the year ended October 31, 2019 compared to a benefit of $3.0million for the year ended October 31, 2018.  The income tax benefit in 2018 was primarily related to the Tax Cuts and Jobs Act (the “Act”) that was enacted onDecember 22, 2017. The Act reduced the U.S. federal corporate tax rate from 34% to 21% effective January 1, 2018, which resulted in a deferred tax benefit of$1.0 million primarily related to a reduction of the Company’s deferred tax liability for in process research and development (“IPR&D”) for the year ended October31, 2018.  The Act also established an unlimited carryforward period for the net operating loss (“NOL”) the Company generated in fiscal year 2018.  This provisionof the Act resulted in a reduction of the valuation allowance attributable to deferred tax assets at the enactment date by $2.0 million based on the indefinite life ofthe resulting NOL as well as the deferred tax liability for IPR&D. As  of  October  31,  2019,  we  had  $850.0  million  of  federal  NOL  carryforwards  that  expire  in  the  years  2020  through  2039  and  $438.8  million  of  state  NOLcarryforwards that expire in the years 2020 through 2039.  Additionally, we had $8.8 million of state tax credits available that expire from tax years 2020 to 2039.

Series A warrant exchange For the year ended October 31, 2019, we recorded a charge to common stockholders for the difference between the fair value of the Series A Warrant (which wasissued  by  the  Company  in  July  2016)  prior  to  our  entry  into  the  February  21,  2019  Exchange  Agreement  with  the  Series  A  Warrant  holder  (the  “ExchangeAgreement”) of $0.3 million and the fair value of the common shares issuable at the date of the Exchange Agreement of $3.5 million. 

66

 Series B preferred stock dividends Dividends charges for the Series B Preferred Stock were $3.2 million in each of the years ended October 31, 2019 and 2018.

Series C preferred stock deemed dividends and redemption value adjustment, net

As discussed  in  more  detail  in  Note  15.  “Redeemable  Preferred  Stock”  of  the  Notes  to  Consolidated  Financial  Statements,  conversions  during  the  years  endedOctober 31, 2019 and 2018 resulted in a net deemed contribution of $1.6 million and a deemed dividend of $9.6 million, respectively.  The deemed contributions(dividends) represent the difference between the fair value of the common shares issued to settle the conversion amounts and the carrying value of the shares of theCompany’s Series C Convertible Preferred Stock (such shares are referred to herein as the “Series C Preferred Shares” and such stock is referred to herein as the“Series C Preferred Stock”).  Additionally, during the year ended October 31, 2019, the net loss to common stockholders was impacted by a $0.5 million deemedcontribution resulting from accounting for the Waiver Agreement, dated February 21, 2019, between the Company and the holder of the Series C Preferred Stock(the  “Waiver  Agreement”)  and  a  $8.6  million  redemption  value  adjustment  recorded  to  adjust  the  carrying  value  of  the  Series  C  Preferred  Shares  to  theirredemption value during the quarter ended January 31, 2019 due to the occurrence of equity condition failures (as defined in the Certificate of Designations of theSeries C Preferred Stock).

Series D preferred stock deemed dividends and redemption accretion

Conversions where the conversion price was below the initial conversion price (as adjusted for the reverse stock split) of $16.56 per share resulted in a variablenumber  of  shares  being  issued  to  settle  the  conversion  amounts  and  are  treated  as  a  partial  redemption  of  the  shares  of  the  Company’s  Series  D  ConvertiblePreferred  Stock  (such  shares  are  referred  to  herein  as  the  “Series  D  Preferred  Shares”  and  such  stock  is  referred  to  herein  as  the  “Series  D  PreferredStock”).  Conversions during the years ended October 31, 2019 and 2018 that were settled in a variable number of shares and treated as redemptions resulted indeemed dividends  of  $6.0  million  and $2.1  million,  respectively.    The deemed dividends  represent  the  difference  between the  fair  value  of  the  common sharesissued to settle the conversion amounts and the carrying value of the Series D Preferred Shares.

The Series D Preferred Stock redemption accretion of $3.8 million recorded during the year ended October 31, 2019 reflects the accretion of the difference betweenthe carrying value of the Series D Preferred Stock and the amount that would have been redeemed if stockholder approval had not been obtained for the issuance ofcommon stock equal to 20% or more of our outstanding voting stock prior to the issuance of the Series D Preferred Stock.   If we had been unable to obtain suchstockholder approval and were therefore prohibited from issuing shares of common stock as a result of this limitation (the “Exchange Cap Shares”) to a holder ofSeries D Preferred Stock at any time after April 30, 2019, we would have been required to pay cash to such holder in exchange for the redemption of such numberof Series D Preferred Shares held by such holder that would not have been convertible into such Exchange Cap Shares.  Stockholder approval was obtained at theannual meeting of the Company’s stockholders on April 4, 2019 and no further accretion was required. Net loss attributable to common stockholders and loss per common share  Net loss attributable to common stockholders represents the net loss for the period less the impact from the Series A Warrant exchange charge, Series B PreferredStock dividends, Series C Preferred Stock deemed dividends and contributions, Series C redemption value adjustment, and Series D Preferred Stock dividends andredemption  accretion.    For  the  years  ended  October  31,  2019  and  2018,  net  loss  attributable  to  common  stockholders  was  $100.2  million  and  $62.2  million,respectively, and loss per common share was $1.82 and $9.01, respectively. 

67

 Comparison of the Years Ended October 31, 2018 and 2017

 Revenues and Costs of revenues Our revenues and cost of revenues for the years ended October 31, 2018 and 2017 were as follows: 

  Years Ended October 31, Change (dollars in thousands) 2018 2017 $ % Total revenues   $ 89,437    $ 95,666    $ (6,229)     (7)%Total costs of revenues     86,344    $ 92,932      (6,588)     (7)%Gross profit   $ 3,093    $ 2,734    $ 359      13%

Gross margin     3.5%    2.9%             

 Total  revenues  for  the  year  ended  October  31,  2018  decreased  $6.2  million,  or  7%,  to  $89.4  million  from  $95.7  million  during  the  year  ended  October  31,2017.  Total cost of revenues for the year ended October 31, 2018 decreased by $6.6 million, or 7%, to $86.3 million from $92.9 million during the year endedOctober 31, 2017. The Company's gross margin was 3.5% in fiscal year 2018, as compared to the prior year gross margin of 2.9%.  A discussion of the changes inproduct sales, service agreement and license revenues, Advanced Technologies contract revenues, and generation revenues follows. Refer to “Critical AccountingPolicies and Estimates” for more information on revenue and cost of revenue classifications. Product sales Our product sales, cost of product sales and gross profit for the years ended October 31, 2018 and 2017 were as follows: 

  Years Ended October 31, Change (dollars in thousands) 2018 2017 $ % Product sales   $ 52,490    $ 43,047    $ 9,443      22%Cost of product sales     54,504      49,843      4,661      9%Gross loss from product sales   $ (2,014)   $ (6,796)   $ 4,782      70%

Product sales gross loss margin     (3.8)%     (15.8)%              

 Product  sales  for  the  year  ended  October  31,  2018  included  $49.4  million  of  power  plant  revenue  and  $3.1  million  of  revenue  related  to  engineering  andconstruction services. This is compared to product sales for the year ended October 31, 2017, which included $41.0 million of power plant revenue and $2.0 millionof revenue related to engineering and construction services. The increase  in  product  sales  for  the year  ended October  31,  2018 when compared to  the prior  year  period was primarily  due to  the 20 MW order  from HYD,pursuant  to which we provided equipment  to HYD for a fuel  cell  project  with KOSPO. Shipments began in the fourth quarter  of fiscal  2017, which resulted in$38.5 million in revenue recorded in the prior year, and were completed in the first quarter of fiscal 2018, which resulted in $28.5 million in revenue recorded infiscal year 2018. The Company completed commissioning the plant  in  the third quarter  of  fiscal  2018.  The Company also completed the sale of  certain projectassets, including a 2.8 MW natural gas fueled plant at the City of Tulare and a 1.4 MW plant at Trinity College. Cost  of  product  sales  increased  $4.7  million  for  the  year  ended  October  31,  2018  to  $54.5  million,  compared  to  $49.8  million  in  the  same  period  in  the  prioryear.    Overall  gross  loss  from  product  sales  was  $2.0  million  for  the  year  ended  October  31,  2018  compared  to  gross  loss  of  $6.8  million  in  the  prior  yearcomparable period.  Gross loss decreased from the prior year period due primarily to the favorable margins realized for the HYD contract and the sale of certainproject assets.  Both periods were impacted by the under-absorption of fixed overhead costs due to low production volumes of approximately 25 MW in each fiscalyear. As of October 31, 2018, product sales backlog totaled approximately $1,000 compared to $31.3 million as of October 31, 2017. 

68

 Service and License Revenues Our service agreements and license revenues and associated cost of revenues for the years ended October 31, 2018 and 2017 were as follows: 

  Years Ended October 31, Change (dollars in thousands) 2018 2017 $ % Service and license revenues   $ 15,757    $ 27,050    $ (11,293)     (42)%Cost of service and license revenues     15,059      25,285      (10,226)     (40)%Gross profit from service and license revenues   $ 698    $ 1,765    $ (1,067)     60%

Service and license revenues gross margin     4.4%    6.5%             

 Revenues  for  the  year  ended  October  31,  2018 from service  agreements  and  license  fee  and  royalty  agreements  decreased  $11.3  million  to  $15.8  million  from$27.1 million for the year ended October 31, 2017.  Service agreement revenue decreased from the year ended October 31, 2017 primarily due to lower revenuefrom fewer module replacements in the year ended October 31, 2018 as compared to the same period in the prior year. Revenue from license, royalty and materialmanagement fees decreased to $2.2 million for the year ended October 31, 2018 from $2.7 million for the prior year period due to lower royalties recognized. Cost of service and license revenues decreased $10.2 million to $15.1 million for the year ended October 31, 2018 from $25.3 million for the year ended October31, 2017.  Cost of service agreements includes maintenance and operating costs, module exchanges, and performance guarantees.  The decrease over the prior yearperiod relates to lower expenses associated with module replacements and lower operating costs in the year ended October 31, 2018.

Overall gross profit from service and license revenues was $0.7 million for the year ended October 31, 2018. The overall gross margin percentage of 4.4 percent forthe year ended October 31, 2018 compared to 6.5 percent in the prior year period.  Service margins were negatively impacted by, among other immaterial factors,costs associated with a terminated legacy service contract during the year ended October 31, 2018. As  of  October  31,  2018,  service  backlog  totaled  approximately  $251.7  million  compared  to  $182.3  million  as  of  October  31,  2017.    Service  backlog  does  notinclude future royalties or license revenues for either 2018 or 2017.  This backlog is for service agreements of up to 20 years. Generation revenues Generation revenue and related costs for the years ended October 31, 2018 and 2017 were as follows: 

  Years Ended October 31, Change (dollars in thousands) 2018 2017 $ % Generation revenues   $ 7,171    $ 7,233    $ (62)     (1)%Cost of generation revenues     6,421      5,076      1,345      26%Generation revenues gross profit   $ 750    $ 2,157    $ (1,407)     (65)%

Generation revenues gross margin     10.5%    29.8%             

 Revenues for the year ended October 31, 2018 from generation totaled $7.2 million, which is generally consistent with revenues for the year ended October 31,2017.    Generation  revenues  for  the  years  ended  October  31,  2018  and  2017  reflects  revenue  from  electricity  generated  from  the  Company’s  PPAs.    Cost  ofgeneration revenues totaled $6.4 million in the year ended October 31, 2018, compared to $5.1 million for the comparable prior year period.  The decrease in grossprofit from generation revenues was primarily a result of the $0.5 million impairment of a 1.4 MW project in development that was terminated in fiscal year 2018and higher maintenance activities at certain installations that occurred in the first half of 2018. Cost of generation revenues included depreciation of approximately$4.1 million for each of the years ended October 31, 2018 and 2017. The Company had 11.2 MW of operating power plants in its portfolio for both periods. As of October 31, 2018, generation backlog totaled approximately $839.5 million compared to $296.3 million as of October 31, 2017. 

69

 Advanced Technologies contracts Advanced Technologies contracts revenue and related costs for the years ended October 31, 2018 and 2017 were as follows: 

  Years Ended October 31, Change (dollars in thousands) 2018 2017 $ % Advanced Technologies contracts   $ 14,019    $ 18,336    $ (4,317)     (24)%Cost of Advanced Technologies contracts     10,360      12,728      (2,368)     (19)%Advanced Technologies contracts gross profit   $ 3,659    $ 5,608    $ (1,949)     (35)%

Advanced Technologies contracts gross margin     26.1%    30.6%             

 Advanced Technologies contract revenue for the year ended October 31, 2018 was $14.0 million, which reflects a decrease of $4.3 million when compared to $18.3million of revenue for the year ended October 31, 2017.  Advanced Technologies contract revenue was lower for the year ended October 31, 2018 primarily due tothe timing of project activity under existing contracts.  Cost of Advanced Technologies contract revenues decreased $2.4 million to $10.4 million for the year endedOctober  31,  2018,  compared  to  $12.7  million  for  the  same  period  in  the  prior  year.    Advanced  Technologies  contracts  for  the  year  ended  October  31,  2018generated a gross profit of $3.7 million compared to a gross profit of $5.6 million for the year ended October 31, 2017.  The decrease in Advanced Technologiescontract gross margin is related to the timing and mix of contracts being performed during the year ended October 31, 2018, particularly a lower proportion relatedto private industry contracts. At October 31, 2018, Advanced Technologies contract backlog totaled approximately $32.4 million compared to $44.3 million at October 31, 2017. Administrative and selling expenses Administrative and selling expenses were $24.9 million and $25.9 million for the years ended October 31, 2018 and 2017, respectively.    The decrease from theprior year period relates to lower compensation expense offset marginally by higher professional related expenditures and business development activities duringthe year ended October 31, 2018. Research and development expenses

Research and development expenses increased to $22.8 million for the year ended October 31, 2018 compared to $20.4 million during the year ended October 31,2017.  The increase from the prior year period is primarily due to timing of research and development activities related to new products including the SureSource4000. Restructuring expense Restructuring expense of $1.4 million was recorded for the year ended October 31, 2017, relating to personnel separation costs from the business restructuring thatwas undertaken to reduce costs and align production levels with the level of production needs at the time. There were no restructuring activities for the year endedOctober 31, 2018. Loss from operations Loss from operations for the year ended October 31, 2018 was $44.6 million compared to $44.9 million for the year ended October 31, 2017.  The decrease wasdue to higher gross profit realized for the year ended October 31, 2018, lower administrative and selling expense and the lack of restructuring expense during theyear ended October 31, 2018.  This was offset by increased research and development expenses. Interest expense Interest  expense  for  the  years  ended  October  31,  2018  and  2017  was  $9.1  million  and  $9.2  million,  respectively.    Interest  expense  for  both  periods  presentedincludes interest on the loan and security agreement with Hercules and interest expense related to sale-leaseback transactions. The interest expense for the yearsended October 31, 2018 and 2017 includes interest for the accretion of the redeemable preferred stock of a subsidiary fair value discount of $2.2 million and $2.0million, respectively.

70

  Other income, net Other income, net, was $3.3 million for the year ended October 31, 2018 compared to other income, net of $0.2 million for the year ended October 31, 2017.  Theother income, net for both periods presented includes foreign exchange gains (losses) related to the remeasurement of the Canadian Dollar denominated preferredstock obligation of our U.S. Dollar functional currency Canadian subsidiary. For the year ended October 31, 2018, foreign exchange gain was realized on paymentsand unbilled receivable balances denominated in South Korean Won for the HYD contract. Refundable research and development tax credits for the years endedOctober 31, 2018 and 2017 were $0.6 million and $0.9 million, respectively. Benefit (provision) for income taxes We have not paid federal or state income taxes in several years due to our history of net operating losses, although we have paid foreign income and withholdingtaxes in South Korea.  The Company recorded an income tax benefit totaling $3.0 million for the year ended October 31, 2018 compared to income tax expense of$0.04 million for the year ended October 31, 2017.  The income tax benefit for the year ended October 31, 2018 primarily related to the Act that was enacted onDecember 22, 2017. The Act reduced the U.S. federal corporate tax rate from 34% to 21% effective January 1, 2018, which resulted in a deferred tax benefit of$1.0 million primarily related to a reduction of the Company’s deferred tax liability for IPR&D.  The Act also established an unlimited carryforward period for theNOL the Company generated in fiscal year 2018.  This provision of the Act resulted in a reduction of the valuation allowance attributable to deferred tax assets atthe enactment date by $2.0 million based on the indefinite life of the resulting NOL as well as the deferred tax liability for IPR&D. As  of  October  31,  2018,  we  had  $799.9  million  of  federal  NOL  carryforwards  that  expire  in  the  years  2019  through  2037  and  $410.2  million  of  state  NOLcarryforwards that expire in the years 2019 through 2037.  Additionally, we had $8.3 million of state tax credits available that expire from tax years 2018 to 2037. Series B preferred stock dividends Dividends recorded and paid on the Series B Preferred Stock were $3.2 million in each of the years ended October 31, 2018 and 2017. Series C preferred stock deemed dividends and redemption value adjustment, net Installment conversions occurring prior to August 27, 2018 in which the conversion price was below the initial conversion price of $1.84 per share and installmentconversions occurring between August 27, 2018 and October 31, 2018 in which the conversion price was below the adjusted conversion price of $1.50 per shareresulted  in  a  variable  number  of  shares  being  issued  to  settle  the  installment  amount  and  were  treated  as  a  partial  redemption  of  the  Series  C  PreferredShares.   Installment conversions during the year ended October 31, 2018 that were settled in a variable number of shares and treated as redemptions resulted indeemed dividends of $9.6 million.  There were no deemed dividends recorded for the year ended October 31, 2017 since the Series C Preferred Shares were notissued until  September 2017 and installment  conversions started in October 2017.  The deemed dividend represents  the difference between the fair  value of thecommon shares issued to settle the installment amounts and the carrying value of the Series C Preferred Shares. Series D preferred stock redemption accretion and redemption accretion The Series D Preferred Stock redemption accretion of $2.1 million for the year ended October 31, 2018 reflects the accretion of the difference between the carryingvalue and the amount that would be redeemed if stockholder approval had not been obtained for common stock issuance equal to 20% or more of the Company’soutstanding voting stock as of the date of issuance of the Series D Preferred Stock.    In the event that the Company had been unable to obtain such stockholderapproval  and  was  therefore  prohibited  from issuing shares  of  common stock as  a  result  of  this  limitation  (the  “Exchange  Cap Shares”)  to  a  holder  of  Series  DPreferred  Stock  at  any  time  after  April  30,  2019,  the  Company  would  have  been  obligated  to  pay  cash  to  such  holder  in  exchange  for  the  redemption  of  suchnumber of Series D Preferred Shares held by such holder that are not convertible into such Exchange Cap Shares at a price equal to the product of  (i) such numberof Exchange Cap Shares and (ii) the closing sale price on the trading day immediately preceding the date such holder delivers the applicable conversion notice withrespect to such Exchange Cap Shares to the Company.

71

  Net loss attributable to common stockholders and loss per common share  Net loss attributable to common stockholders represents the net loss for the period less the Series D Preferred Stock redemption accretion, preferred stock deemeddividends on the Series C Preferred Stock and the preferred stock dividends on the Series B Preferred Stock.  For the years ended October 31, 2018 and 2017, netloss attributable to common stockholders was $62.2 million and $57.1 million, respectively, and loss per common share was $9.01 and $13.73, respectively. 

LIQUIDITY AND CAPITAL RESOURCES Cash, cash equivalents and restricted cash totaled $39.8 million as of October 31, 2019 compared to $80.2 million as of October 31, 2018, consisting of:

  • Unrestricted cash and cash equivalents of $9.4 million as of October 31, 2019, compared to $39.3 million as of October 31, 2018.

  • Restricted cash and cash equivalents  of  $30.3 million,  of  which $3.5 million was classified as current  and $26.9 million was classified as non-current, in each case as of October 31, 2019, compared to $40.9 million of total restricted cash and cash equivalents, of which $5.8 million wasclassified as current and $35.1 million was classified as non-current, in each case as of October 31, 2018.

 The Company faced significant liquidity challenges in fiscal 2019, which were addressed through a series of actions late in the fiscal year and subsequent to fiscalyear end. In the second and third quarters of fiscal 2019, management concluded that, as a result of the Company’s history of negative cash flows from operatingand investing activities, negative working capital, aged accounts payable, forbearance agreements with suppliers, and significant short-term debt maturities, therewas  substantial  doubt  about  the  Company’s  ability  to  continue  as  a  going  concern.  To  address  these  issues,  we  restructured  our  management  team  and  ouroperations in ways that are intended to support our growth and achieve our profitability and sustainability goals. We raised capital under our at-the-market salesplan, which allowed us to pay down our accounts payable and stay current on our forbearance agreements. In addition, we repaid a substantial portion of our short-term  debt,  retired  our  Series  C  and  Series  D  Preferred  Stock  obligations,  entered  into  new  or  amended  financing  arrangements  and  entered  into  a  licensearrangement with EMRE, which resulted in $10.0 million of up-front proceeds. While some of the indicators of substantial doubt still exist, such as historical lossesand negative cash flows, as a result of the previous actions taken by the Company in response to the liquidity challenges that arose in the second and third quartersof fiscal 2019, management has concluded that substantial doubt was alleviated and the Company expects to meet its obligations for at least one year from the dateof issuance of these financial statements.  Key definitive agreements which support the Company’s future liquidity position include:

 

  • On October 31, 2019, the Company and certain of its subsidiaries as guarantors entered into a $200.0 million senior secured credit facility withOrion  Energy  Partners  Investment  Agent,  LLC,  as  Administrative  Agent  and  Collateral  Agent  (the  “Agent”),  and  its  affiliates,  Orion  EnergyCredit Opportunities Fund II, L.P., Orion Energy Credit Opportunities Fund II GPFA, L.P., and Orion Energy Credit Opportunities Fund II PV,L.P., as lenders (the “Orion Facility”).  The Orion Facility is structured as a delayed draw term loan to be provided by the lenders.  In conjunctionwith the closing of the Orion Facility, on October 31, 2019, the Company drew down $14.5 million (the “Initial Funding”). The Company drewdown an additional $65.5 million on November 22, 2019 (the “Second Funding”). The Company may draw the remainder of the Orion Facility,$120.0 million, over the first 18 months following the Initial Funding and subject to the Agent’s approval to fund: (i) construction costs, inventoryand other capital expenditures of  additional fuel cell projects with contracted cash flows (under PPAs with creditworthy counterparties) that meetor  exceed  a  mutually  agreed  coverage  ratio;  and  (ii)  inventory,  working  capital,  and  other  costs  that  may  be  required  to  be  delivered  by  theCompany on purchase orders, service agreements, or other binding customer agreements with creditworthy counterparties.

 

  • On November 5, 2019, the Company signed a two-year Joint Development Agreement (“JDA”), which was effective as of October 31, 2019, withEMRE, pursuant to which the Company will continue exclusive research and development efforts with EMRE to evaluate and develop new and/orimproved  carbonate  fuel  cells  to  reduce  carbon  dioxide  emissions  from  industrial  and  power  sources, in  exchange  for  (a)  payment  of  (i)  anexclusivity  and  technology  access  fee  of  $5.0  million,  (ii)  up  to  $45.0  million  for  research  and  development  efforts,  and  (iii)  milestone-basedpayments of up to $10.0 million after certain

72

   technological milestones are met, and (b) certain licenses.  Since the JDA was signed in fiscal year 2020, the associated revenue recognition and

backlog will be accounted for in fiscal years 2020 and 2021. 

  • As of  October  31,  2019,  FCE Ltd.  or  the  Company,  as  the  guarantor  of  FCE Ltd.’s  payment  obligations  with  respect  to  the  Series  1  PreferredShares, was obligated to pay, on or before December 31, 2020, all accrued and unpaid dividends on the Series 1 Preferred Shares and the balanceof the principal redemption price with respect to all of the Series 1 Preferred Shares. Interest under the Series 1 Preferred Shares accrued at annualrate of 5%. In addition, the holder of the Series 1 Preferred Shares had the right to exchange such shares for fully paid and non-assessable shares ofcommon stock of the Company at certain specified prices, and FCE Ltd. had the option of making dividend payments in the form of common stockof the Company or cash. As of October 31, 2019, the Company did not have sufficient shares available to satisfy these obligations.  On January 20,2020, the Company, FCE Ltd. and Enbridge entered into a letter agreement (the “January 2020 Letter Agreement”), pursuant to which they agreedto amend the articles of FCE Ltd. relating to and setting forth the terms of the Series 1 Preferred Shares to: (i) remove the provisions of the articlespermitting or requiring the issuance of shares of the Company’s common stock in exchange for the Series 1 Preferred Shares or as payment ofamounts due to the holders of the Series 1 Preferred Shares, (ii) remove certain provisions of the articles relating to the redemption of the Series 1Preferred  Shares,  (iii)  increase  the  annual  dividend  rate,  commencing  on  January  1,  2020,  to  15%,  (iv)  extend  the  final  payment  date  for  allaccrued and unpaid dividends  and all  return of  capital  payments  (i.e.,  payments  of  the principal  redemption price)  from December  31,  2020 toDecember 31, 2021, (v) clarify when dividend and return of capital payments are to be made in the future and extend the quarterly dividend andreturn of capital payments through December 31, 2021 (which were previously to be paid each quarter through December 31, 2020), (vi) removecertain terms and provisions of the articles that are no longer applicable, and (vii) make other conforming changes to the articles.

 The Company’s future liquidity will be dependent on its ability to (i) timely complete current projects in process within budget, including approved amounts thathave been financed as financing does not cover overages, (ii) increase cash flows from its generation portfolio, including by meeting conditions required to timelycommence  operations  of  new projects  and  operating  its  generation  portfolio  in  compliance  with  minimum performance  guarantees,  (iii)  obtain  approval  of  andreceive funding for project construction under the Orion Facility and meet conditions for release of funds, (iv) increase order and contract volumes, which wouldlead  to  additional  product  sales  and  services  agreements,  (v)  obtain  funding  for  and  receive  payment  for  research  and  development  under  current  and  futureAdvanced Technology contracts, including achieving a $5 million technological performance milestone in the JDA during calendar year 2020, and (vi) implementthe  cost  reductions  necessary  to  achieve  profitable  operations.  Our  business  model  requires  substantial  outside  financing  arrangements  and  satisfaction  of  theconditions of such financing arrangements to deploy our projects and facilitate the growth of our business. If financing is not available to us on acceptable terms ifand  when needed,  if  we  do  not  satisfy  the  conditions  of  our  financing  arrangements  or  if  we  spend  more  than  the  financing  approved  for  projects,  we  may berequired to reduce planned spending, sell assets, seek alternative financing and take other measures, which could have a material adverse effect on our operations. As of January 14, 2020, we had 14,034,001 shares of common stock available for issuance, of which 10,290,934 shares were reserved for issuance under variousconvertible securities, options, and warrants, under our stock purchase and incentive plans, and under our at-the-market sales plan.  The limited number of sharesavailable for issuance limits our ability to raise capital in the equity markets and satisfy obligations with shares instead of cash, which could adversely impact ourability to fund our business and operations.  We must obtain stockholder approval to increase the number of shares of common stock we are authorized to issueunder our Certificate of Incorporation.  At the April 4, 2019 annual meeting of stockholders, our stockholders did not approve our request to increase the number ofshares  of  common  stock  that  we  are  authorized  to  issue  from  225,000,000  shares  to  335,000,000  shares.  In  the  event  that  the  Company’s  Board  of  Directorsdetermines to seek stockholder approval for an increase in authorized shares in the future, there can be no assurances of obtaining such stockholder approval. While there can be no assurances, we anticipate raising additional required capital from new and existing investors and lenders. We expect to work with lenders andfinancial  institutions  to  secure  long-term debt,  tax equity  and sale-leasebacks  for  our  project  asset  portfolio  as  we achieve  the  Commercial  Operation Dates  forthese projects.  This financing,  if  received,  may allow the Company to recycle  capital  from these projects  by reinvesting the capital  in other  projects  and to paydown the Orion Facility over time. It should be noted that the lenders and the Agent under the Orion Credit Agreement (“Orion”) have broad approval rights overour ability to draw and allocate funds from the

73

 Orion Facility. There can be no assurance that the Company can obtain such financing or that the Company can obtain such financing on terms acceptable to theCompany.  If the Company is unable to obtain such financing or raise additional capital, the Company may reduce its expenditures or slow its project spending.  Ifthe  Company  cannot  obtain  such  financing  or  cannot  obtain  such  financing  on  terms  acceptable  to  the  Company,  it  would  negatively  impact  the  Company’sbusiness model, operations, and liquidity. We believe that our cash flows from our existing backlog, including PPAs, service agreements and Advanced Technology contracts,  combined with our currentunrestricted cash and cash equivalents, cash which is expected to become unrestricted, and available borrowings under the Orion Facility will be sufficient to meetour anticipated cash needs for at least the next 12 months. Generation/Operating Portfolio, Projects and Backlog To  grow  our  generation  portfolio,  the  Company  will  invest  in  developing  and  building  turn-key  fuel  cell  projects  which  will  be  owned  by  the  Company  andclassified as project assets on the balance sheet. This strategy requires liquidity and the Company expects to continue to have increasing liquidity requirements asproject sizes increase and more projects are added to backlog. We may commence building project assets upon the award of a project or execution of a multi-yearPPA with an end-user that has a strong credit profile.  Project development and construction cycles, which span the time between securing a PPA and commercialoperation of the plant, vary substantially and can take years. As a result of these project cycles and strategic decisions to finance the construction of certain projects,we may need to make significant  up-front investments of resources in advance of the receipt  of any cash from the sale or long-term financing of such projects.These up-front investments may include using our working capital, availability under our construction financing facilities or other financing arrangements. Delaysin construction progress and completing current projects in process within budget, or in completing financing or the sale of our projects may impact our liquidity ina material way. Our operating portfolio (26.1 MW as of October 31, 2019) contributes higher long-term cash flows to the Company than if  these projects had been sold. Theseprojects  currently  generate  approximately  $22.0 million  per  year  in  annual  revenue depending on plant  output,  operations  performance and site  conditions.  TheCompany  plans  to  continue  to  grow this  portfolio  while  also  selling  projects  to  investors.    As  of  October  31,  2019,  the  Company  had  projects  representing  anadditional 47.1 MW under development and construction, which projects are expected to generate operating cash flows in future periods. Retaining long-term cashflow positive  projects,  combined  with  our  service  fleet,  is  expected  to  result  in  reduced  reliance  on  new project  sales  to  achieve  cash  flow positive  operations,however,  operations and performance issues could impact  results.  The Company expects  to finance the construction of the projects  still  under development andconstruction using proceeds from the Orion Facility, subject to lender approval, satisfaction of conditions for release of funding, including third party consents, andkeeping project costs within approved budgets. We have worked with and are continuing to work with lenders and financial institutions to secure long-term debt,tax equity and sale-leasebacks for our project asset portfolio, but there can be no assurance that such financing can be attained, or that, if attained, it will be retainedand sufficient. As of October 31, 2019, we have financed four projects through sale-leaseback transactions.  As of October 31, 2019, total financing obligations anddebt outstanding related to project assets was $85.1 million.   Future required payments totaled $67.5 million as of October 31, 2019. The outstanding financingobligation under the sale-leaseback transactions includes an embedded gain, which will be recognized at the end of the lease term. Our operating portfolio provides the Company with the full benefit of future cash flows, net of any debt service requirements. 

74

 The following table summarizes our operating portfolio as of October 31, 2019: 

Project Name Location Power Off-Taker

RatedCapacity

(MW)

ActualCommercial

Operation Date(FuelCell

Energy FiscalQuarter)

PPATerm

(Years)Central CT State University (“CCSU”)   New Britain, CT   CCSU (CT University)   1.4   Q2 ‘12   10UCI Medical Center (“UCI”)   Orange, CA   UCI (CA University Hospital)   1.4   Q1 '16   19Riverside Regional Water QualityControl Plant  

Riverside, CA City of Riverside (CA Municipality)

  1.4   Q4 '16   20Pfizer, Inc.   Groton, CT   Pfizer, Inc.   5.6   Q4 '16   20Santa Rita Jail   Dublin, CA   Alameda County, California   1.4   Q1 '17   20Bridgeport Fuel Cell Project

 Bridgeport, CT

 Connecticut Light and Power Company(CT Utility)   14.9   Q1 '13   15

        Total MW Operating: 26.1                            In May 2019, we closed on the acquisition of the 14.9 MW Bridgeport Fuel Cell Project in Bridgeport, Connecticut from Dominion Generation, Inc. We own andoperate  the  Bridgeport  Fuel  Cell  Project  as  part  of  our  generation  portfolio,  which  is  included  in  the  table  above.  The  total  cash  consideration  paid  was  $35.5million. We funded the acquisition with a combination of third party financing and $15.0 million of restricted cash on hand that was tied to the project and releasedat closing. Liberty Bank and Fifth Third Bank jointly provided the senior project-level debt facility of $25.0 million, while the Connecticut Green Bank providedadditional subordinated capital.  The PPA term runs through December 2028. The following table summarizes projects in process in backlog as of October 31, 2019: 

Project Name Location Power Off-Taker

RatedCapacity

(MW)

EstimatedCommercial

Operation Date(FuelCell

Energy FiscalQuarter)

PPATerm

(Years)Triangle St   Danbury, CT   Tariff - Eversource (CT Utility)   3.7   Q1 '20   TariffTulare BioMAT   Tulare, CA   Southern California Edison (CA Utility)   2.8   Q1 '20   20Groton Sub Base   Groton, CT   CMEEC (CT Electric Co-op)   7.4   Q3 '20   20Toyota   Los Angeles, CA   Southern California Edison; Toyota   2.2   Q4 '22   20San Bernardino

 San Bernardino, CA

 City of San Bernardino Municipal WaterDepartment   1.4   Q2 '21   20

LIPA 1   Long Island, NY   PSEG / LIPA, LI NY (Utility)   7.4   Q1 '21   20CT RFP-1

 Hartford, CT

 Eversource/United Illuminating (CTUtilities)   7.4   Q3 '21   20

CT RFP-2 Derby, CT

 Eversource/United Illuminating (CTUtilities)   14.8   Q2 '21   20

        Total MW in Process: 47.1     

 

75

 Backlog by revenue category is as follows: 

  • Services and license backlog totaled $192.3 million as of October 31, 2019, compared to $251.7 million as of October 31, 2018.  Services backlogincludes future contracted revenue from routine maintenance and scheduled module exchanges for power plants under service agreements.

  • Generation  backlog  totaled  $1.1  billion  as  of  October  31,  2019,  compared  to  $839.5  million  as  of  October  31,  2018.    Generation  backlogrepresents future contracted energy sales under PPAs between the Company and the end-user of the power. During the quarter ended October 31,2019, the Bolthouse Farms Project (with a prior backlog value of $40.3 million) was removed from backlog because management has decided topursue termination of the PPA given recent regulatory changes impacting the future cost profile for the Company and Bolthouse Farms.

  • Product sales backlog totaled $1,000 as of October 31, 2018.   There was no product backlog as of October 31, 2019.

  • Advanced Technologies contract backlog totaled $12.0 million as of October 31, 2019 compared to $32.4 million as of October 31, 2018. 

Backlog  represents  definitive  agreements  executed  by  the  Company and our  customers.  Projects  for  which  we have  a  PPA are  included  in  generation  backlog,which represents future revenue under long-term PPAs.  Projects sold to customers (and not retained by the Company) are included in product sales and servicebacklog and the related generation backlog is removed upon sale. Factors that may impact our liquidity in fiscal year 2020 and beyond include: 

  • While the Company has access to the $200.0 million Orion Facility to finance construction of its generation portfolio, the timing, availability andallocation of any new draws beyond the $80.0 million which has been funded under the Orion Facility are at the discretion of the lenders, whichmay negatively impact the Company’s liquidity as well as its ability to complete various construction projects. In addition, we expect to work withlenders  and  financial  institutions  to  secure  long-term  debt,  tax  equity  and  sale-leasebacks  for  our  project  asset  portfolio  as  we  achieve  theCommercial  Operation  Dates  for  these  projects.  This  financing,  if  received,  may  allow  the  Company  to  recycle  capital  from  these  projects  byreinvesting the capital in other projects and to pay down the Orion Facility over time. It should be noted that Orion has broad approval rights overour ability to draw and allocate funds from the Orion Facility. There can be no assurance that the Company can obtain such financing or that theCompany can obtain such financing on terms acceptable  to the Company.    If  the Company cannot  obtain such financing or cannot  obtain suchfinancing on terms acceptable to the Company, it would negatively impact the Company’s business, business model, operations, and liquidity. 

  • We bid on large projects  in diverse  markets  that  can have long decision cycles  and uncertain  outcomes.    We manage production rate  based onexpected demand and projects schedules. Changes to production rate take time to implement. In conjunction with and following the reorganizationand reduction in workforce in April 2019, we reduced our production rate to approximately 2 MW, which has resulted in an annualized productionrate  through October 31,  2019 of 17 MW.    The annualized production rate  as  of  January 2020 is  25 MW.  The Company will  evaluate  futureincreases in production rate if and when warranted by business conditions. 

  • As project sizes and the number of projects evolve, project cycle times may increase. We may need to make significant up-front investments ofresources  in  advance of  the receipt  of  any cash from the sale  of  our  projects.  These amounts  include development  costs,  interconnection  costs,posting of letters of credit, bonding or other forms of security, and incurring engineering, permitting, legal, and other expenses. 

 

  • The  amount  of  accounts  receivable  and  unbilled  receivables  as  of  October  31,  2019  and  October  31,  2018  was  $14.5  million  ($3.5  million  ofwhich is  classified  as  “Other  assets”)  and $32.4  million  ($9.4  million  of  which is  classified  as  “Other  assets”),  respectively.  Unbilled  accountsreceivable represents revenue that has been recognized in advance of billing the customer under the terms of the underlying contracts. Such costshave been funded with working capital and the unbilled amounts are expected to be billed and collected from customers once we meet the billingcriteria under the contracts.  Our accounts receivable balances may fluctuate as of any balance sheet date depending on the timing of individualcontract milestones and progress on completion of our projects.

 

76

   • The amount of total inventory as of October 31, 2019 and October 31, 2018 was $56.7 million ($2.2 million is classified as long-term inventory)

and  $53.6  million (none  of  which  is  classified  as  long-term  inventory) ,  respectively,  which  includes  work  in  process  inventory  totaling  $31.2million and $29.1 million, respectively. Work in process inventory can generally be deployed rapidly while the balance of our inventory requiresfurther manufacturing prior to deployment.  To execute on our business plan, we must produce fuel cell modules and procure BOP components inrequired volumes to support our planned construction schedules and potential customer contractual requirements. As a result, we may manufacturemodules or acquire BOP components in advance of receiving payment for such activities. This may result in fluctuations in inventory and in use ofcash as of any given balance sheet date. 

 

  • The amount of total project assets as of October 31, 2019 and October 31, 2018 was $144.1 million and $99.6 million, respectively. Project assetsconsist of capitalized costs for fuel cell projects that are operating and producing revenue or are under construction.  Project assets as of October31, 2019 consisted of $59.2 million of completed, operating installations and $84.9 million of projects in development.  As of October 31, 2019,we had 26.1 MW of our operating project assets that generated $14.0 million of revenue in fiscal year 2019.  Also, as of October 31, 2019, theCompany had an additional 47.1 MW under development and construction, some of which is expected to generate operating cash flows in fiscalyear 2020.

 

  • Under the terms of certain contracts, the Company will provide performance security for future contractual obligations. As of October 31, 2019,we had pledged approximately  $6.7 million  of  our  cash and cash equivalents  as  collateral  for  performance  security  and for  letters  of  credit  forcertain banking requirements and contracts. This balance may increase with a growing backlog and installed fleet.

 

  • For fiscal year 2020, we forecast capital expenditures of approximately $2.0 million compared to capital expenditures of $2.2 million in fiscal year2019.  Capital expenditures for fiscal year 2019 reflected the completion of the Company’s conditioning facility at its Torrington manufacturingplant and maintenance capital expenditures.

 Cash Flows Cash  and  cash  equivalents  and  restricted  cash  and  cash  equivalents  totaled  $39.8  million  as  of  October  31,  2019  compared  to  $80.2  million  as  of  October  31,2018.    As  of  October  31,  2019,  restricted  cash  and  cash  equivalents  was  $30.3  million,  of  which  $3.5  million  was  classified  as  current  and  $26.9  million  wasclassified  as  non-current,  compared  to  $40.9  million  total  restricted  cash  and  cash  equivalents  as  of  October  31,  2018,  of  which  $5.8  million  was  classified  ascurrent and $35.1 million was classified as non-current. The following table summarizes our consolidated cash flows: (dollars in thousands) 2019 2018 2017 Consolidated Cash Flow Data:                        

Net cash (used in) provided by operating activities   $ (30,572)   $ 16,322    $ (71,845)Net cash used in investing activities     (69,300)     (51,260)     (31,444)Net cash provided by financing activities     59,655      27,717      72,292 

Effects on cash from changes in foreign currency rates     (244)     12      129 Net decrease in cash and cash equivalents   $ (40,461)   $ (7,209)   $ (30,868)

 The key components of our cash inflows and outflows were as follows: Operating Activities – Net cash used in operating activities was $30.6 million during fiscal year 2019 compared to $16.3 million provided by operating activitiesduring fiscal year 2018 and $71.8 million used in operating activities during fiscal year 2017.  

Net cash used in operating activities during fiscal year 2019 was primarily the result of the net loss of $77.6 million and increases in inventory of $6.4 million andunbilled receivables of $4.5 million.  These amounts were offset by increases in deferred revenue of $6.0 million and accrued liabilities of $2.4 million, decreasesin accounts receivable of $4.8 million and other assets of $2.1 million and net non-cash adjustments of $42.7 million. 

77

 Net cash provided by operating activities during fiscal year 2018 was primarily the result of decreases in accounts receivable of $48.7 million, inventories of $31.7million,  deferred revenue of $1.3 million and net non-cash activity of $15.4 million.    Accounts receivable and inventory decreased primarily as a result  of cashreceived and inventory delivered under the HYD contract.  These amounts were offset by the net loss of $47.3 million for fiscal year 2018, decreases in accountspayable of $19.8 million and accrued liabilities of $11.3 million, and an increase in other assets of $2.3 million. Net cash used in operating activities during fiscal year 2017 was primarily a result of the net loss of $53.9 million, increases in accounts receivable of $51.3 millionand inventory of $8.0 million,  and decreases in accrued liabilities of $2.3 million and deferred revenue of $0.9 million.    The decreases were offset  by non-cashactivity of $20.2 million and an increase in accounts payable of $25.0 million. Investing Activities –  Net  cash  used  in  investing  activities  was  $69.3  million  during  fiscal  year  2019  compared  to  net  cash  used  in  investing  activities  of$51.3 million during fiscal year 2018 and net cash used in investing activities of $31.4 million during fiscal year 2017. Net cash used in investing activities during fiscal year 2019 included the purchase by the Company of all of the outstanding membership interests in BridgeportFuel Cell, LLC (“BFC”), the owner of the 14.9 MW Bridgeport Fuel Cell Project, for $35.5 million, $31.7 million invested in project assets to expand our operatingportfolio and $2.2 million for capital expenditures. Net  cash  used  in  investing  activities  during  fiscal  year  2018  included  a  $41.2  million  investment  in  project  assets  to  expand  our  operating  portfolio  and  $10.0million for capital expenditures.

Net  cash  used  in  investing  activities  during  fiscal  year  2017  included  a  $19.7  million  investment  in  project  assets  to  expand  our  operating  portfolio  and  $12.4million for capital expenditures which was primarily for the substantial completion of the Torrington facility expansion.  Net cash used for the year was offset bycash received in connection with an asset acquisition of $0.6 million. Financing Activities - Net cash provided by financing activities was $59.7 million during fiscal year 2019 compared to $27.7 million in fiscal year 2018 and $72.3million in fiscal year 2017. Net  cash  provided  by  financing  activities  during  fiscal  year  2019  resulted  from the  receipt  of  $69.6  million  of  debt  proceeds,  which  included  $26.7  million  toacquire all of the membership interest in BFC, $14.5 million from the Orion Facility and the reminder related to project level financings offset by debt repaymentsof $48.4 million, the payment of deferred financing costs of $3.3 million and the payment of preferred dividends and return of capital of $1.8 million.  The sale ofcommon stock during fiscal year 2019 resulted in proceeds, net of fees, of $43.6 million. Net cash provided by financing activities during fiscal year 2018 resulted from net proceeds of $25.3 million received in connection with the offering and issuanceof the Series  D Preferred Stock,  the receipt  of  $13.1 million under  the amended loan and security  agreement  with Hercules  and net  proceeds received of  $10.5million  from  warrant  exercises  and  sales  of  our  common  stock  under  the  At  Market  Issuance  Sales  Agreement  entered  into  with  B.  Riley  FBR,  Inc.  andOppenheimer & Co. Inc. on June 13, 2018, offset by cash payments of $16.6 million primarily relating to repayments under the loan and security agreement withHercules and the payment of preferred dividends and return of capital of $4.2 million. Net cash provided by financing activities during fiscal year 2017 included net proceeds received from the issuance of the Series C preferred shares of $27.9 million,cash received from a common stock offering of $14.2 million, cash received from warrant exercises of $12.7 million, and net proceeds from open market sales ofcommon  stock  of  $12.6  million.    Net  cash  provided  by  financing  activities  also  included  $17.9  million  of  net  proceeds  from debt  primarily  relating  to  a  sale-leaseback transaction with PNC Energy Capital, LLC (“PNC”).  Cash received was offset by the repayment of debt of $8.6 million, and the payment of preferreddividends and the return of capital of $4.2 million. 

78

 Commitments and Significant Contractual Obligations A summary of our significant future commitments and contractual  obligations as of October 31, 2019 and the related payments by fiscal year is summarized asfollows:   Payments Due by Period (dollars in thousands) Less than 1 - 3 3 - 5 More Than Contractual Obligations Total 1 year years years 5 years Purchase commitments (1)   $ 34,553    $ 32,053    $ 2,478    $ 22    $ — Series 1 Preferred obligation (2)     5,039      1,662      3,377      —      — Term and Construction loans (principal and interest) (3)     84,413      22,189      20,900      20,474      20,662 Capital and operating lease commitments (4)     13,973      1,024      2,500      1,742      8,707 Sale-leaseback financing obligation (5)     17,512      3,560      5,564      4,528      3,860 Option fee (6)     300      150      150      —      — Series B Preferred dividends payable (7)     —      —      —      —      — 

Total   $ 155,790    $ 60,638    $ 34,969    $ 26,766    $ 33,229 

 (1) Purchase commitments with suppliers for materials, supplies and services incurred in the normal course of business.(2) As of October 31, 2019: The terms of the Series 1 Preferred Shares required payments of (i) an annual amount of Cdn. $500,000 for dividends and (ii) an

annual amount of Cdn. $750,000 as return of capital payments payable in cash. These payments were scheduled to end on December 31, 2020. Dividendsaccrued  at  a  1.25%  quarterly  rate  on  the  unpaid  principal  balance,  and  additional  dividends  accrued  on  the  cumulative  unpaid  dividends  at  a  rate  of1.25% per quarter, compounded quarterly. The amount of all accrued and unpaid dividends on the Series 1 Preferred Shares of Cdn. $21.1 million as ofOctober 31, 2019 and the balance of the principal redemption price of Cdn. $4.4 million as of October 31, 2019 were scheduled to be paid to the holders ofthe Series 1 Preferred Shares on December 31, 2020. In addition, FCE Ltd. had the option of making dividend payments in the form of cash or shares of theCompany’s common stock. For purposes of preparing the above table, the final balance of accrued and unpaid dividends due December 31, 2020 of Cdn.$21.1 million was assumed to be paid in the form of common stock and not included in this table, however, the Company did not have sufficient authorizedand unissued shares of common stock to make such payment as of October 31, 2019.  On January 20, 2020, the Company, FCE Ltd. and Enbridge enteredinto a letter agreement, pursuant to which they agreed to amend the articles of FCE Ltd. relating to and setting forth the terms of the Series 1 PreferredShares to modify certain terms of the Series 1 Preferred Shares.  Refer to Note 23. “Subsequent Events” for additional information regarding such letteragreement and such modified terms.  

(3) The Company has certain corporate and project finance term and construction loans outstanding, the terms of which are further summarized below.(4) Future minimum lease payments on capital and operating leases.(5) The amount represents payments due on sale-leaseback transactions of our wholly-owned subsidiaries,  under their respective financing agreements with

PNC.  Lease payments under these sale-leasebacks are generally payable in fixed quarterly installments over a ten-year period.(6) The Company entered into an agreement with a customer on June 29, 2016 that includes a fee for the purchase of the plants at the end of the term of the

agreement.  The fee is payable in installments over the term of the agreement.(7) We pay $3.2 million in annual dividends, if and when declared, on our Series B Preferred Stock. The $3.2 million annual dividend payment, if declared,

has not been included in this table as we cannot reasonably determine when or if we will be able to convert the Series B Preferred Stock into shares of ourcommon  stock.  We  may,  at  our  option,  convert  these  shares  into  the  number  of  shares  of  our  common  stock  that  are  issuable  at  the  then  prevailingconversion rate if the closing price of our common stock exceeds 150% of the then prevailing conversion price ($1,692 per share at October 31, 2019) for20 trading days during any consecutive 30 trading day period.

 

79

 Term and Construction Loans

Webster Bank Loan.   In November 2016, our wholly-owned subsidiary, FuelCell Energy Finance, LLC (“FuelCell Finance”), entered into a membership interestpurchase agreement with GW Power LLC (“GWP”) whereby FuelCell Finance purchased all of the outstanding membership interests in New Britain RenewableEnergy, LLC (“NBRE”) from GWP.  GWP assigned the NBRE interests  to FuelCell  Finance free and clear of all  liens other than a pledge in favor of WebsterBank,  National  Association  (“Webster  Bank”).    FuelCell  Finance  assumed  the  debt  outstanding  to  Webster  Bank  in  the  amount  of  $2.3  million  (the  “WebsterFacilities”).    The  term loan  interest  rate  was  5.0% per  annum and  payments,  which  commenced  in  January  2017,  were  due  on  a  quarterly  basis.    The  balanceoutstanding as of October 31, 2019 was $0.5 million.  This balance was paid off subsequent to October 31, 2019 with proceeds from the Orion Facility, and theWebster Facilities were terminated.

State of Connecticut Loan. In  October  2015,  the  Company  entered  into  a  definitive  Assistance  Agreement  with  the  State  of  Connecticut  and  received  adisbursement  of  $10.0  million,  which  was  used  for  the  first  phase  of  the  expansion  of  the  Company’s  Torrington,  Connecticut  manufacturing  facility.    Inconjunction with this financing, the Company entered into a $10.0 million promissory note and related security agreements securing the loan with equipment liensand a mortgage on its Danbury, Connecticut location. Interest accrues at a fixed interest rate of 2.0%, and the loan is repayable over 15 years from the date of thefirst advance, which occurred in October of 2015. Principal payments were deferred for four years from disbursement and began on December 1, 2019.  Under theAssistance Agreement, the Company was eligible for up to $5.0 million in loan forgiveness if the Company created 165 full-time positions and retained 538 full-time positions for two consecutive years (the “Employment Obligation”) as measured on October 28, 2017 (the “Target  Date”).  The Assistance Agreement wassubsequently amended in April 2017 to extend the Target Date by two years to October 28, 2019.     In  January  2019,  the  Company  and  the  State  of  Connecticut  entered  into  a  Second  Amendment  to  the  Assistance  Agreement  (the  “Second  Amendment”).  TheSecond  Amendment  extends  the  Target  Date  to  October  31,  2022 and  amends  the  Employment  Obligation  to  require  the  Company to  continuously  maintain  aminimum of  538  full-time  positions  for  24  consecutive  months.  Based  on  the  Company’s  current  headcount  and  plans  for  fiscal  year  2020,  it  will  be  short  ofmeeting  this  requirement.    If  the  Company  meets  the  Employment  Obligation,  as  modified  by  the  Second  Amendment,  and  creates  an  additional  91  full-timepositions,  the Company may receive a credit  in the amount  of  $2.0 million to be applied against  the outstanding balance of the loan.    The Second Amendmentdeletes and cancels the provisions of the Assistance Agreement related to the second phase of the expansion project and the loans related thereto, but the Companyhad not drawn any funds or received any disbursements under those provisions. A job audit will be performed within 90 days of the Target Date.  If the Companydoes not meet the Employment Obligation, then an accelerated payment penalty will be assessed at a rate of $18,587.36 times the number of employees below theEmployment Obligation.  Such penalty is immediately payable and will be applied first to accelerate the payment of any outstanding fees or interest due and then toaccelerate the payment of outstanding principal.   Connecticut Green Bank Loans. We had a long-term loan agreement with the Connecticut Green Bank for a loan totaling approximately $5.9 million in supportof the Bridgeport  Fuel  Cell  Project.  During the year  ended October 31,  2019,  this  loan was partially  repaid with a  new project  level  loan from the ConnecticutGreen Bank (as discussed below) in connection with the Company’s acquisition of all of the membership interests in BFC.  The balance under the long-term loanagreement as of October 31, 2019 was $1.8 million.  Subsequent to October 31, 2019, the long-term loan agreement was amended and the Connecticut Green Bankprovided the Company with an additional loan in the aggregate principal amount of $3.0 million.  See Note 23. “Subsequent Events” of the Notes to ConsolidatedFinancial Statements for additional information regarding the amendment to the loan agreement and the additional loan. On  May  9,  2019,  in  connection  with  the  closing  of  the  purchase  of  BFC,  BFC entered  into  a  subordinated  credit  agreement  with  the  Connecticut  Green  Bankwhereby  Connecticut  Green  Bank  provided  financing  in  the  amount  of  $6.0  million  (the  “Subordinated  Credit  Agreement”).    As  security  for  the  SubordinatedCredit Agreement, Connecticut Green Bank received a perfected lien, subordinated and second in priority to the liens securing the $25.0 million loaned under theBFC Credit  Agreement  (as  defined  below),  in  all  of  the  same  collateral  securing  the  BFC Credit  Agreement  (as  described  below).  The  interest  rate  under  theSubordinated Credit Agreement is 8% per annum. The debt service coverage ratio required to be maintained under the Subordinated Credit Agreement may not beless than 1.10 as of the end of each fiscal quarter, beginning with the quarter ended July 31, 2020. The term of the Subordinated Credit Agreement expires 7 yearsfrom the date of the advance of the loan.  Principal and interest are due monthly in amounts sufficient to fully amortize the loan over an 84-month period ending inMay 2026. The balance under the Subordinated Credit Agreement as of October 31, 2019 was $5.8 million.

80

 

Enhanced Capital Loan. On January 9, 2019, the Company, through its indirect wholly-owned subsidiary, TRS Fuel Cell, LLC, entered into a Loan and SecurityAgreement  (the  “Enhanced  Capital  Loan  Agreement”)  with  Enhanced  Capital  Connecticut  Fund  V,  LLC  (“Enhanced”)  for  a  loan  in  the  amount  of  $1.5million.  The collateral for this loan included any project assets, accounts receivable and inventory owned by TRS Fuel Cell, LLC.  Interest accrued at a rate of6.0% per  annum and  was  paid  on  the  first  business  day  of  each  month.    The  loan  maturity  date  was  three  years  from  the  date  of  the  Enhanced  Capital  LoanAgreement, upon which the outstanding principal and any accrued interest would be due and payable.  Under the terms of the Enhanced Capital Loan Agreement,the Company was required to close on tax equity financing by January 14, 2020.  Given that the Company did not secure tax equity financing for this project, onJanuary 13, 2020, TRS Fuel Cell, LLC and Enhanced entered into a payoff letter whereby the loan was paid off and extinguished on January 14, 2020.

Fifth Third Bank Groton Loan. On February 28, 2019, our indirect  wholly-owned subsidiary, Groton Borrower entered into the Groton Agreement with FifthThird Bank pursuant to which Fifth Third Bank agreed to make available to Groton Borrower a construction loan facility in an aggregate principal amount of up to$23.0 million (the “Groton Facility”) to fund the manufacture, construction, installation, commissioning and start-up of the 7.4 MW fuel cell power plant for theCMEEC at the United States Navy submarine base in Groton, Connecticut.  Groton Borrower made an initial draw under the Groton Facility on the date of closingof the facility of $9.7 million and made an additional draw of $1.4 million in April 2019. The original maturity date of the Groton Facility was the earlier of (a)October  31,  2019,  (b)  the  commercial  operation  date  of  the  Groton  Project,  or  (c)  one  business  day  after  receipt  of  proceeds  of  debt  financing  (i.e.,  take  outfinancing) in an amount sufficient to repay the outstanding indebtedness under the Groton Facility.

On  August  13,  2019,  Groton  Borrower  and  Fifth  Third  Bank  entered  into  Amendment  No.  1  to  the  Groton  Agreement,  which  reduced  the  aggregate  principalamount available to Groton Borrower under the Groton Facility from $23.0 million to $18.0 million and pursuant to which Groton Borrower committed to, amongother things, deliver to Fifth Third Bank, no later than September 28, 2019 (which deadline was automatically extended to October 21, 2019 upon the Company’srepayment of its corporate loan facility with Hercules on September 30, 2019), a binding loan agreement for permanent financing and one or more binding letters ofintent from tax equity investors.  

On October 21, 2019, Groton Borrower and Fifth Third entered into Amendment No. 2 to the Groton Agreement (the “Second Groton Amendment”), pursuant towhich Groton Borrower agreed to deliver to Fifth Third Bank, no later than December 16, 2019, a binding agreement, in form and substance reasonably acceptableto Fifth Third Bank:  (i) executed by Groton Borrower and one or more Take-out Lenders (as defined in the Groton Agreement), pursuant to which the Take-outLenders shall have, individually or collectively, agreed to provide a Take-out Financing (as defined in the Groton Agreement); or (ii) executed by Groton Borrowerand  one  or  more  tax  equity  investors  or  other  third  parties,  pursuant  to  which  such  tax  equity  investors  or  third  parties,  via  a  tax  equity  or  other  financingtransaction, shall have, individually or collectively, agreed to provide funds to Groton Borrower in an amount no less than the then-outstanding Construction Loans(as defined in the Groton Agreement) under the Groton Agreement and accrued interest.  The Second Groton Amendment further provided, however, that if (A)neither such binding agreement nor a commitment letter for either of such agreements (which commitment letter shall not include a due diligence or similar fundingcondition) was provided to Fifth Third Bank by November 21, 2019, then commencing on November 22, 2019 until delivery of such commitment letter, the interestrate on the loans was to be the LIBOR rate plus 4% per annum and within three business days after such date, Groton Borrower was to pay to Fifth Third Bank afee of $15,000 and (B) such binding agreement was not provided to Fifth Third by December 16, 2019, then commencing on December 17, 2019, the outstandingobligations under the Groton Agreement were to bear interest at a rate equal to the LIBOR rate plus 6% per annum.  The total outstanding balance under the GrotonFacility  as  of  October  31,  2019 was $11.1  million.    This  balance  was paid  off  subsequent  to  the  end of  the  fiscal  year  on November  22,  2019,  and the  GrotonFacility was terminated. BFC Loans.  On May 9, 2019, in connection with the purchase of the membership interests of BFC, FuelCell Finance entered into a Credit Agreement with LibertyBank, as administrative agent and co-lead arranger, and Fifth Third Bank, as co-lead arranger and swap hedger (the “BFC Credit Agreement”), whereby (i) FifthThird Bank provided financing to BFC in the amount of $12.5 million towards the purchase price for the BFC acquisition; and (ii) Liberty Bank provided financingto BFC in the amount of $12.5 million towards the purchase price for the BFC acquisition. As security for the BFC Credit Agreement, Liberty Bank and Fifth ThirdBank were granted a first  priority  lien in (i)  all  assets  of  BFC, including BFC’s cash accounts,  fuel  cells,  and all  other  personal  property,  as well  as third partycontracts including the Energy Purchase Agreement between BFC and Connecticut Light and Power Company dated July 10, 2009, as amended; (ii) certain fuelcell  modules  that  are  intended to be used to replace the Bridgeport  Fuel  Cell  Project’s  fuel  cell  modules as part  of  routine operation and maintenance;  and (iii)FuelCell Finance’s ownership interest in BFC.  

81

  The maturity date under the BFC Credit Agreement is May 9, 2025. Monthly principal and interest are to be paid in arrears in an amount sufficient to fully amortizethe term loan over a 72 month period.  BFC has the right to make additional principal payments or pay the balance due under the BFC Credit Agreement in fullprovided that it pays any associated breakage fees with regard to the interest rate swap agreements fixing the interest rate. The interest rate under the BFC CreditAgreement  fluctuates  monthly  at  the  30-day  LIBOR  rate  plus  275  basis  points  on  an  initial  total  notional  value  of  $25.0  million,  reduced  for  principalpayments.  An interest rate swap agreement was required to be entered into with Fifth Third Bank in connection with the BFC Credit Agreement to protect againstmovements in the floating LIBOR index. Accordingly, on May 16, 2019, BFC entered into the 1992 ISDA Master Agreement,  along with the Schedule to suchAgreement, with Fifth Third Bank, and executed the related trade confirmations on May 17, 2019. The net interest rate across the BFC Credit Agreement and theswap transaction results in a fixed rate of 5.09%.   The obligations of BFC to Fifth Third Bank under the swap agreement are treated as obligations under the BFC Credit Agreement and, accordingly, are secured bythe same collateral securing the obligations of BFC under the BFC Credit Agreement. The BFC Credit Agreement also requires BFC to maintain a debt service reserve at each of Liberty Bank and Fifth Third Bank of $1.25 million, both of which werefunded on May 10, 2019, to be held in deposit accounts at each respective bank, with funds to be disbursed with the consent of or at the request of the requiredlenders in their sole discretion. Each of Liberty Bank and Fifth Third Bank also has an operation and module replacement reserve (“O&M Reserve”) of $250,000,both  of  which  were  funded  at  closing  of  the  BFC Credit  Agreement,  to  be  held  in  deposit  accounts  at  each  respective  bank,  and  thereafter  BFC is  required  todeposit $100,000 per month into each O&M Reserve for the first five years of the BFC Credit Agreement, with such funds to be released at the sole discretion ofLiberty Bank and Fifth Third Bank, as applicable. BFC is also required to maintain excess cash flow reserve accounts at each of Liberty Bank and Fifth Third Bankand to evenly split and deposit the excess cash flows from the Bridgeport Fuel Cell Project into these accounts. Excess cash flow consists of cash generated by BFCfrom the Bridgeport Fuel Cell Project after payment of all expenses (including after payment of intercompany service fees to the Company), debt service to LibertyBank and Fifth Third Bank, the funding of all required reserves, and payments to Connecticut Green Bank for the subordinated facility.  BFC is also required tomaintain a debt service coverage ratio of not less than 1.20, measured for the trailing year based on fiscal quarters beginning with the quarter ended July 31, 2020.The  BFC  Credit  Agreement  contains  representations,  warranties  and  other  covenants.    The  Company  also  has  certain  quarterly  and  annual  financial  reportingrequirements under the BFC Credit Agreement. The annual financial statements to be provided pursuant to such requirements are to be audited and accompanied bya report of an independent certified public accountant, which report shall not include a “going concern” matter of emphasis or any qualification or exception as tothe scope of such audit. Orion Senior Secured Credit Facility. On October 31, 2019, we (and certain of our subsidiaries as guarantors) entered into the Orion Credit Agreement with theAgent,  and  its  affiliates,  Orion  Energy  Credit  Opportunities  Fund  II,  L.P.,  Orion  Energy  Credit  Opportunities  Fund  II  GPFA,  L.P.,  and  Orion  Energy  CreditOpportunities Fund II PV, L.P., as lenders, regarding a $200.0 million senior secured credit facility (the “Orion Facility”), structured as a delayed draw term loan,to be provided by the lenders, subject to certain lender approvals.  In conjunction with the closing of the Orion Facility, on October 31, 2019, we drew down $14.5million  and  received  $14.1  million  after  a  Loan  Discount  (described  below)  of  $0.4  million  in  the  Initial  Funding  to  fully  repay  debt  outstanding  to  NRG andGenerate and to fund dividends paid to the holders of our Series B Preferred Stock on or before November 15, 2019.  The balance of the Initial Funding was usedprimarily to pay third party costs and expenses associated with closing of the Orion Facility. The Initial Funding is secured by corporate assets as described in the Pledge and Security Agreement among us, certain of our subsidiaries as guarantors, and theAgent (the “Pledge and Security Agreement”), including our intellectual property assets and our interest in certain fuel cell projects owned by us, but not includingliens on certain of our assets and projects which are currently subject to other third party financing and for which none of the proceeds of the Initial Funding wereapplied (“Excluded Assets”). Those corporate subsidiaries whose assets are pledged to the Agent as part of the collateral are also corporate guarantors of the OrionFacility.    As  of  the  Initial  Funding,  the  following  projects  had  assets  that  were  not  pledged  as  collateral  for  the  Orion  Facility  and  were  included  in  ExcludedAssets: (a) the Bridgeport Project; (b) the Pfizer Project; (c) the Riverside Regional Water Quality Control Project; (d) the Santa Rita Jail Project; (e) the TriangleStreet  Project;  (f)  the  UC  Irvine  Medical  Center  Project;  (g)  the  CCSU  Project  and  (h)  the  Groton  Project  (as  described  elsewhere  herein).  Additionally,  ourcorporate headquarters at 3 Great Pasture Road, Danbury, Connecticut and certain scheduled equipment previously pledged to the State of Connecticut to secure the$10.0 million State of Connecticut loan used to complete the expansion of our Torrington manufacturing facility are Excluded Assets.

82

  In  connection  with  the  Company’s  providing  collateral  to  the  Agent  for  the  Orion  Facility,  the  Company  granted  security  interests  to  the  Agent  in  all  of  theCompany’s bank accounts subject to deposit account security agreements, other than certain bank accounts referred to as “Excluded Accounts” and bank accountsmaintained for Excluded Assets (as defined in the Orion Credit Agreement).  Certain bank accounts have been established pursuant to the terms and conditions ofthe Orion Credit Agreement, for which security interests have been granted to the Agent, including general corporate accounts, accounts for each of the CoveredProjects  (as  defined in the Orion Credit  Agreement),  a  Project  Proceeds Account  (for  the proceeds of  Permitted Project  Dispositions/Refinancings),  a  BorrowerWaterfall Account (into which net operating cash flow of the Company after payment of operating expenses will be deposited for the payment of debt service to theAgent),  a  Debt  Reserve  Account  (to  fund  a  reserve  for  required  debt  service  payments  to  the  State  of  Connecticut  and  Connecticut  Green  Bank),  a  PreferredReserve  Account  (to  fund  a  reserve  for  required  dividends  on  the  Company’s  Series  B  Preferred  Stock  and  the  Series  1  Preferred  Shares  (or,  in  lieu  of  suchdividends, the amount required to redeem shares of Series 1 Preferred Stock in an amount equal to the amount of dividends that would otherwise have been paid inrespect  thereof)),  a  Module  Replacement  Reserve  Account  (to  fund  a  reserve  intended  to  be  for  the  cost  of  module  replacements  for  projects  owned  by  theCompany that  would  occur  during  the  outstanding  term of  the  Orion Facility)  and certain  other  accounts.      Excluded Accounts  consist  of  bank accounts  of  theCompany used to  collateralize  performance  bonds  and other  sureties  for  projects  and third  party  obligations  and certain  other  certain  operating  accounts  of  theCompany (i.e., payroll, benefits, sales and income tax withholding and related accounts). Subsequent to October 31, 2019, a second draw (the “Second Funding”) of $65.5 million, funded by Orion Energy Credit Opportunities Fund II, L.P., Orion EnergyCredit Opportunities Fund II GPFA, L.P., Orion Energy Credit Opportunities Fund II PV, L.P., and Orion Energy Credit Opportunities FuelCell Co-Invest, L.P.,was made on November 22, 2019 to fully repay our outstanding third party debt with respect to the outstanding construction loan to Fifth Third Bank on the GrotonProject  and  the  outstanding  loan  to  Webster  Bank  on  the  CCSU Project  as  well  as  to  fund  remaining  going  forward  construction  costs  and  anticipated  capitalexpenditures relating to the Groton Project (a 7.4 MW project), the LIPA Yaphank Solid Waste Management Project (a 7.4 MW project), and the Tulare BioMATproject (a 2.8 MW project).  The funds drawn in the Second Funding were reduced by a Loan Discount (described below) of $1.6 million, which was retained bythe lenders.  Simultaneously with the Second Funding, the lien on our intellectual property assets that was granted to the Agent at the time of the Initial Fundingwas released and a lien was granted to the Agent to secure the Orion Facility on the assets of the Groton Project and CCSU Project as well as with respect to theequity interests in such project companies. In conjunction with the Second Funding, the Company and the other loan parties entered into the First Amendment to the Orion Credit Agreement (the “First OrionAmendment”),  which  required  the  Company  to  establish  a  $5  million  debt  reserve,  with  such  reserve  to  be  released  on  the  first  date  following  the  date  of  theSecond Funding on which all of the following events shall have occurred: (a) each of (x) the commercial operation date for the Tulare BioMAT project shall haveoccurred and (y) a disposition, refinancing or tax equity investment in the Tulare BioMAT project of at least $5 million is consummated; (b) each of (x) the 7.4MW project in Groton, Connecticut (the “Groton Project”) shall have achieved its business plan in accordance with the Groton Construction Budget (as defined inthe Credit Agreement), (y) the commercial operation date for the Groton Project shall have occurred and (z) the Groton Project shall have met its annualized outputand heat rate guarantees for three months; and (c) a disposition, refinancing or tax equity investment of at least $30 million shall have occurred with respect to theGroton Project.  The First Orion Amendment further requires the Company to (i) provide, no later than December 31, 2019 (or such later date as the Agent may, inits sole discretion, agree in writing), a biogas sale and purchase agreement through December 31, 2021 for the Tulare BioMAT project, which was obtained as ofsuch  date;  (ii)  obtain  by  December  31,  2019  (or  such  later  date  as  the  Agent  may,  in  its  sole  discretion,  agree  in  writing)  a  fully  executed  contract  for  certainrenewable energy credits for the Groton Project, which was obtained as of such date, and (iii) provide by January 31, 2020 (or such later date as the Agent may, inits sole discretion, agree in writing) certain consents and estoppels from CMEEC related to the Groton Project and an executed seventh modification to the leasebetween  CMEEC  and  the  United  States  Government,  acting  by  and  through  the  Department  of  the  Navy.  The  First  Orion  Amendment  provides  that,  if  therequirements set forth in clauses (ii) and (iii) above are not timely satisfied, the Company will grant the Agent, on behalf of the lenders, a security interest and lienon all of the Company’s intellectual property, with such lien and security interest to be released at such time as the Company has satisfied such requirements. On January 20, 2020, in conjunction with the January 2020 Letter Agreement, and in order to obtain the lenders’ consent to the January 2020 Letter Agreement asrequired under the Orion Credit Agreement, the Company and the

83

 other loan parties entered into the Second Orion Amendment, which adds a new affirmative covenant to the Orion Credit Agreement that obligates the Company to,and to cause FCE Ltd. to, on or prior to November 1, 2021, either (i) pay and satisfy in full all of their respective obligations in respect of, and fully redeem andcancel, all of the Series 1 Preferred Shares of FCE Ltd., or (ii) deposit in a newly created account of FCE Ltd. or the Company cash in an amount sufficient to payand satisfy in full all of their respective obligations in respect of, and to effect a redemption and cancellation in full of, all of the Series 1 Preferred Shares of FCELtd. The Second Orion Amendment also provides that the articles of FCE Ltd. setting forth the modified terms of the Series 1 Preferred Shares will be considered a“Material Agreement” under the Orion Credit Agreement. Under the Second Orion Amendment, a failure to satisfy this new affirmative covenant or to otherwisecomply with the terms of the Series 1 Preferred Shares will constitute an event of default under the Orion Credit Agreement, which could result in the accelerationof any amounts outstanding under the Orion Credit Agreement. We may draw the remainder of the Orion Facility, $120.0 million, over the first 18 months following the Initial Funding and subject to the Agent’s approval tofund:  (i)  construction costs,  inventory and other  capital  expenditures  of    additional  fuel  cell  projects  with contracted cash flows (under  PPAs with creditworthycounterparties) that meet or exceed a mutually agreed coverage ratio; and (ii) inventory, working capital, and other costs that may be required to be delivered by uson purchase orders, service agreements, or other binding customer agreements with creditworthy counterparties. Under  the  Orion  Credit  Agreement,  we  also  agreed  to  grant  to  the  Agent  a  right  of  first  offer  (“ROFO”)  with  regard  to  construction  financing  indebtednessproposed to be incurred by us with respect to fuel cell  projects intended to be owed by us. To the extent that the ROFO is not exercised by the Agent, we mayobtain construction financing for these projects from third parties.  The ROFO does not apply to, and there is no restriction on our right to consummate, take-outfinancings, including tax equity financings, of any projects upon completion of those projects and such projects’ being placed in service.   Under the Orion Credit Agreement, cash interest of 9.9% per annum will be paid quarterly in cash. In addition to the cash interest,  “PIK” interest of 2.05% perannum will accrue which will be added to the outstanding principal balance of the Orion Facility but will be paid quarterly in cash to the extent of available cashafter  payment  of  our  operating  expenses  and  the  funding  of  certain  reserves  for  the  payment  of  outstanding  indebtedness  to  the  State  of  Connecticut  andConnecticut Green Bank. Each lender will fund its commitments on each funding date in an amount equal to the principal amount of the loans to be funded by suchlender on such date, less 2.50% of the aggregate principal amount of the loans funded by such lender on such date (the “Loan Discount”), in accordance with theLoan Discount Letter entered into between us and the Agent as of October 31, 2019 (the “Loan Discount Letter”). Such Loan Discount shall be in all respects fullyearned on the Initial Funding Date and non-refundable and non-creditable thereafter.   Outstanding principal on the Orion Facility will be amortized on a straight-line basis over a seven-year term in quarterly payments  beginning one year after theInitial Funding; provided that, if we do not have sufficient cash on hand to make any required quarterly amortization payments, such amounts shall be deferred andpayable at such time as sufficient cash is available to make such payments subject to all outstanding principal being due and payable on the maturity date, which isthe date that is eight years after the closing date or October 31, 2027. The Orion Credit Agreement includes mandatory prepayment requirements and a prepayment premium of up to 30% of the amount being prepaid in the event thatcertain triggering events occur, including events of loss (destruction of or damage to any property of a loan party) where the proceeds received from such events ofloss are not applied to the repair or restoration of the affected property, the sale, transfer or other disposition of project assets funded by the Orion Facility, if theproceeds  from  such  disposition  are  not  reinvested  in  substantially  similar  assets  that  are  useful  and  necessary  for  the  business  (as  defined  in  the  Orion  CreditAgreement)  pursuant  to  a  transaction  permitted  under  the  Orion  Credit  Agreement  within  a  certain  period  of  time,  the  incurrence  of  debt  other  than  permittedindebtedness (as defined in the Orion Credit Agreement) and certain events of default (as defined in the Orion Credit Agreement), and also includes a post-defaultrate increase feature in the event certain events of default occur (in each case as defined in the Orion Credit Agreement). In connection with the closing of the Orion Credit Agreement and the Initial Funding, on October 31, 2019, the Company issued warrants to the Initial Fundinglenders under the Orion Credit Agreement to purchase up to a total of 6,000,000 shares of the Company’s common stock, at an exercise price of $0.310 per share(the “Initial Funding Warrants”).  In addition, under the Orion Credit Agreement, on the date of the Second Funding (November 22, 2019),

84

 the Company issued the warrants to the Second Funding lenders to purchase up to a total of 14,000,000 shares of the Company’s common stock, with an exerciseprice with respect  to 8,000,000 of such shares of  $0.242 per share and with an exercise  price with respect  to 6,000,000 of such shares of $0.620 per share (the“Second Funding Warrants”, and together with the Initial Funding Warrants, collectively the “Orion Warrants”).   The  Orion  Warrants  have  an  8-year  term  from  the  date  of  issuance,  are  exercisable  immediately  beginning  on  the  date  of  issuance,  and  include  provisionspermitting cashless exercises.  The Orion Warrants contain provisions regarding adjustment to their exercise prices and the type or class of security issuable uponexercise, including, without limitation, adjustments as a result of the Company undertaking or effectuating (a) a stock dividend or dividend of other securities orproperty, (b) a stock split, subdivision or combination, (c) a reclassification, (d) the distribution by the Company to substantially all of the holders of its commonstock (or other securities issuable upon exercise of an Orion Warrant) of rights,  options or warrants entitling such holders to subscribe for or purchase commonstock (or other securities issuable upon exercise of an Orion Warrant) at a price per share that is less than the average of the closing sales price per share of theCompany’s common stock for the ten consecutive trading days ending on and including the trading day before such distribution is publicly announced, and (e) aFundamental Transaction (as defined in the Orion Warrants) or Change of Control (as defined in the Orion Credit Agreement). In addition to the commitments listed in the table under the heading “Commitments and Significant Contractual Obligations,” we have the following outstandingobligations. Restricted Cash

As of October 31, 2019 and 2018, we have pledged approximately $30.3 million and $40.9 million, respectively, of our cash and cash equivalents as performancesecurity and for letters of credit for certain banking requirements and contracts. As of October 31, 2019 and 2018, outstanding letters of credit totaled $5.7 millionand $3.8 million, respectively. The letters of credit outstanding as of October 31, 2019 expire on various dates through August 2028.  Under the terms of certaincontracts, we will provide performance security for future contractual obligations.  The restricted cash balance as of October 31, 2019 also included $17.9 millionprimarily to support obligations under the power purchase and service agreements related to the PNC sale-leaseback transactions and $6.7 million relating to futureobligations associated with the Bridgeport Fuel Cell Project. As of October 31, 2019 and 2018, we had uncertain tax positions aggregating $15.7 million and have reduced our NOL carryforwards by this amount. Because ofthe level of NOLs and valuation allowances, unrecognized tax benefits, even if not resolved in our favor, would not result in any cash payment or obligation andtherefore have not been included in the contractual obligation table under the heading “Commitments and Significant Contractual Obligations.” Power purchase agreements Under the terms of our PPAs, customers agree to purchase power from our fuel cell power plants at negotiated rates. Electricity rates are generally a function of thecustomers’ current and estimated future electricity pricing available from the grid. We are responsible for all operating costs necessary to maintain, monitor andrepair our fuel cell power plants. Under certain agreements, we are also responsible for procuring fuel, generally natural gas or Biogas, to run our fuel cell powerplants.  In addition, under certain agreements, we are required to produce minimum amounts of power under our PPAs and we have the right to terminate PPAs bygiving written notice to the customer, subject to certain exit costs.  As of October 31, 2019, our operating portfolio was 26.1 MW. Service and warranty agreements We warranty our products for a specific period of time against manufacturing or performance defects. Our standard U.S. warranty period is generally 15 monthsafter shipment or 12 months after acceptance of the product. In addition to the standard product warranty, we have contracted with certain customers to provideservices to ensure the power plants meet minimum operating levels for terms of up to 20 years. Pricing for service contracts is based upon estimates of future costs,which could be materially different from actual expenses. Refer to “Critical Accounting Policies and Estimates” for additional details. Advanced Technologies contracts We  have  contracted  with  various  government  agencies  and  certain  companies  from  private  industry  to  conduct  research  and  development  as  either  a  primecontractor  or  sub-contractor  under  multi-year,  cost-reimbursement  and/or  cost-share  type  contracts  or  cooperative  agreements.  Cost-share  terms  require  thatparticipating contractors share the total cost of the project based on an agreed upon ratio. In many cases, we are reimbursed only a portion of the costs

85

 incurred  or  to  be  incurred  on  the  contract.  While  government  research  and  development  contracts  may  extend  for  many  years,  funding  is  often  providedincrementally  on a  year-by-year  basis  if  contract  terms are  met  and Congress authorizes  the funds.    As of October 31,  2019 and 2018, Advanced Technologiescontracts  backlog totaled  $12.0 million and $32.4 million,  respectively ,  of  which  $11.8 million  and $15.9 million,  respectively,  is  funded and $0.2 million  and$16.5 million, respectively, is  unfunded. Should funding be terminated or delayed or if  business initiatives change, we may choose to devote resources to otheractivities, including internally funded research and development. Off-Balance Sheet Arrangements We have no off-balance sheet debt or similar obligations, other than operating leases, which are not classified as debt. We do not guarantee any third-party debt.See Note 20. “Commitments and Contingencies” to our consolidated financial statements for the year ended October 31, 2019 included in this Annual Report onForm 10-K for further information. 

CRITICAL ACCOUNTING POLICIES AND ESTIMATES The preparation of financial statements and related disclosures requires management to make estimates and assumptions that affect the reported amounts of assets,liabilities,  revenues  and  expenses  and  the  disclosure  of  contingent  assets  and  liabilities.  Actual  results  could  differ  from those  estimates.  Estimates  are  used  inaccounting  for,  among  other  things,  revenue  recognition,  contract  loss  accruals,  excess,  slow-moving  and  obsolete  inventories,  product  warranty  accruals,  lossaccruals on service agreements, share-based compensation expense, allowance for doubtful accounts, depreciation and amortization, impairment of goodwill andin-process research and development intangible assets, impairment of long-lived assets (including project assets) and contingencies. Estimates and assumptions arereviewed periodically, and the effects of revisions are reflected in the consolidated financial statements in the period they are determined to be necessary. Our critical accounting policies are those that are both most important to our financial condition and results of operations and require the most difficult, subjectiveor complex judgments on the part of management in their application, often as a result of the need to make estimates about the effect of matters that are inherentlyuncertain. Our accounting policies are set forth below. Goodwill and Intangible Assets Goodwill represents the excess of the aggregate purchase price over the fair value of the net assets acquired in a purchase business combination and is reviewed forimpairment at least annually. The intangible asset represents indefinite-lived in-process research and development for cumulative research and development effortsassociated with the development of solid oxide fuel cells (SOFC) stationary power generation and is also reviewed at least annually for impairment. Accounting Standards Codification Topic 350, "Intangibles - Goodwill and Other" (“ASC 350”) permits the assessment of qualitative factors to determine whetherevents and circumstances lead to the conclusion that it is necessary to perform the two-step goodwill impairment test required under ASC 350. The Company completed its annual impairment analysis of goodwill and in-process research and development assets as of July 31, 2019 and 2018.  The Companyperformed a qualitative assessment for fiscal year 2019 and determined that it was more likely than not that there was no impairment of goodwill or the indefinite-lived intangible asset. Impairment of Long Lived Assets (including Project Assets) Long-lived  assets  are  reviewed  for  impairment  whenever  events  or  changes  in  circumstances  indicate  that  the  carrying  amount  of  an  asset  group  may  not  berecoverable. If events or changes in circumstances indicate that the carrying amount of the asset group may not be recoverable, we compare the carrying amount ofan asset group to future undiscounted net cash flows, excluding interest costs, expected to be generated by the asset group and their ultimate disposition. If the sumof the undiscounted cash flows is less than the carrying value, the impairment to be recognized is measured by the amount by which the carrying amount of theasset group exceeds the fair value of the asset group.

86

 During the year ended October 31, 2019, the Company recorded project asset impairment charges for (i) the Triangle Street Project and (ii) the Bolthouse FarmsProject, which are further described as follows: 

  i. Impairment charge for the Triangle Street Project:  In the fourth quarter of fiscal 2019, management determined that it will not be able to secure aPPA with terms acceptable to the Company for the Triangle Street Project. Therefore, it is management’s current intention to operate the projectunder a merchant model for the next 5 years. The project will sell power through the Connecticut grid under wholesale tariff rates and RenewableEnergy Credits (RECs) to market participants. As a result of management’s decision to operate the project in this manner, an impairment charge of$14.4 million was recorded in the fourth quarter of fiscal 2019. The amount of the impairment charge was determined by comparing the estimateddiscounted cash flows of the project and the expected residual value of the project to its carrying value.  Management expects to continue to pursueeconomic enhancements for this project, but cannot currently assess the probability of closing on a revenue contract for the power above wholesalemarket rates.

  ii. Impairment charge for the Bolthouse Farms Project:    An impairment charge for the Bolthouse Farms Project was recorded as management hasdecided to pursue termination of the PPA given recent regulatory changes impacting the future cost profile for the Company and Bolthouse Farms.Since  it  is  considered  probable  that  the  PPA will  be  terminated,  a  $3.1  million  impairment  charge  was  recorded,  which  reflects  the  differencebetween the carrying value of  the asset  and the value of  the components  that  are  expected to be redeployed to other  projects.  This  project  wasremoved from the Company’s backlog as of October 31, 2019.

 The Company recorded a $0.5 million impairment of a project asset during the year ended October 31, 2018 due to the termination of the project. Revenue Recognition Under Accounting Standards Codification (“ASC”) Topic 606:  Revenue from Contracts with Customer (“Topic 606”), the amount of revenue recognized for anygoods  or  services  reflects  the  consideration  that  the  Company  expects  to  be  entitled  to  receive  in  exchange  for  those  goods  and  services.  To  achieve  this  coreprinciple,  the  Company  applies  the  following  five-step  approach:  (1)  identify  the  contract  with  the  customer;  (2)  identify  the  performance  obligations  in  thecontract; (3) determine the transaction price; (4) allocate the transaction price to performance obligations in the contract; and (5) recognize revenue when or as aperformance obligation is satisfied. A contract is accounted for when there has been approval and commitment from both parties, the rights of the parties are identified, payment terms are identified,the contract has commercial substance and collectability of consideration is probable. Performance obligations under a contract are identified based on the goods orservices  that  will  be  transferred  to  the  customer  that  are  both  capable  of  being  distinct  and  are  distinct  in  the  context  of  the  contract.  In  certain  instances,  theCompany has concluded distinct goods or services should be accounted for as a single performance obligation that is a series of distinct goods or services that havethe same pattern of transfer to the customer. To the extent a contract includes multiple promised goods or services, the Company must apply judgment to determinewhether the customer can benefit  from the goods or services either  on their  own or together  with other resources that  are readily available  to the customer (thegoods or services are distinct) and if the promise to transfer the goods or services to the customer is separately identifiable from other promises in the contract (thegoods or services are distinct in the context of the contract). If these criteria are not met, the promised services are accounted for as a single performance obligation.The transaction price is determined based on the consideration that the Company will be entitled to in exchange for transferring goods or services to the customer.To  the  extent  the  transaction  price  includes  variable  consideration,  the  Company  estimates  the  amount  of  variable  consideration  that  should  be  included  in  thetransaction price, generally utilizing the expected value method. Determining the transaction price requires judgment. If the contract contains a single performanceobligation,  the  entire  transaction  price  is  allocated  to  the  single  performance  obligation.  Contracts  that  contain  multiple  performance  obligations  require  anallocation of the transaction price to each performance obligation based on a relative standalone selling price basis. Standalone selling price is determined by theprice at which the performance obligation is sold separately. If the standalone selling price is not observable through past transactions, the Company estimates thestandalone  selling  price  by  taking  into  account  available  information  such  as  market  conditions  and  internally  approved  pricing  guidelines  related  to  theperformance obligations. Performance obligations are satisfied either over time or at a point in time as discussed in

87

 further detail below. In addition, the Company’s contracts with customers generally do not include significant financing components or non-cash consideration. Revenue streams are classified as follows:

Product. Includes the sale of completed project assets, sale and installation of fuel cell power plants including site engineering and construction services,and the sale of modules, BOP components and spare parts to customers.

Service. Includes performance under long-term service agreements for power plants owned by third parties.

License and royalty. Includes license fees and royalty income from the licensure of intellectual property.

Generation. Includes  the  sale  of  electricity  under  PPAs  and  utility  tariffs  from  project  assets  retained  by  the  Company.    This  also  includes  revenuereceived from the sale of other value streams from these assets including the sale of heat, steam, capacity and renewable energy credits.

Advanced Technologies. Includes revenue from customer-sponsored and government-sponsored Advanced Technologies projects. See below for discussion of revenue recognition under Topic 606 by disaggregated revenue stream, including a comparison to revenue recognition treatment underASC 605, Revenue Recognition (“ASC 605”).  Our revenue is generated from customers located throughout the U.S., Europe and Asia and from agencies of theU.S. government.

Completed project assets Contracts for the sale of completed project assets include the sale of the project asset, the assignment of the service agreement, and the assignment of the PPA.  Therelative stand-alone selling price is estimated and is used as the basis for allocation of the contract consideration.  Revenue is recognized upon the satisfaction of theperformance obligations, which includes the transfer of control of the project asset to the customer, which is when the contract is signed and the PPA is assigned tothe customer.  See below for further discussion regarding revenue recognition for service agreements.  The revenue recognition for completed project assets underTopic 606 is consistent with treatment under ASC 605. Contractual payments related to the sale of the project asset and assignment of the PPA are generally received up-front.  Payment terms for service agreements aregenerally ratable over the term of the agreement.

Service agreements Service  agreements  represent  a  single  performance  obligation  whereby  the  Company  performs  all  required  maintenance  and  monitoring  functions,  includingreplacement  of  modules,  to  ensure  the  power  plant(s)  under  the  service  agreement  generate  a  minimum power  output.    To  the  extent  the  power  plant(s)  underservice  agreements  do  not  achieve  the  minimum  power  output,  certain  service  agreements  include  a  performance  guarantee  penalty.    Performance  guaranteepenalties  represent  variable  consideration,  which  is  estimated  for  each  service  agreement  based  on  past  experience,  using  the  expected  value  method.    The  netconsideration for each service agreement is recognized using costs incurred to date relative to total estimated costs at completion to measure progress.  Under ASC605,  revenue  for  service  agreements  was  generally  recorded  ratably  over  the  term  of  the  service  agreement,  as  the  performance  of  routine  monitoring  andmaintenance under the service agreements was expected to be incurred on a straight-line basis.  If there was an estimated module exchange during the term, thecosts of performance were not expected to be incurred on a straight-line basis, and therefore a portion of the initial contract value relating to the module exchangewas deferred and recognized upon such module replacement event.    Prior to the implementation of Topic 606, an estimate for a performance guarantee was notrecorded until a performance issue occurred at a particular power plant. At that point, the actual power plant’s output was compared against the minimum outputguarantee and an accrual was recorded. Furthermore, under ASC 605, performance guarantee accruals were recorded based on actual performance and the relatedexpense was recorded to service and license cost of revenues. The review of power plant performance was updated for each reporting period to incorporate the mostrecent performance of the power plant and minimum output guarantee payments made to customers, if applicable. 

88

 The Company reviews its cost estimates on service agreements on a quarterly basis and records any changes in estimates on a cumulative catch-up basis. Loss  accruals  for  service  agreements  are  recognized to  the  extent  that  the  estimated  remaining  costs  to  satisfy  the  performance  obligation  exceed the  estimatedremaining unrecognized net consideration.  Estimated losses are recognized in the period in which losses are identified. The Company records any amounts that are billed to customers in excess of revenue recognized as deferred revenue and revenue recognized in excess of amountsbilled to customers as unbilled receivables.  Payment terms for service agreements are generally ratable over the term of the agreement.

Advanced Technologies contracts Advanced  Technologies  contracts  include  the  promise  to  perform  research  and  development  services  and  as  such  this  represents  one  performanceobligation.  Revenue from most government sponsored Advanced Technologies projects is recognized as direct costs are incurred plus allowable overhead less costshare  requirements,  if  any.    Revenue  is  only  recognized  to  the  extent  the  contracts  are  funded.    Revenue  from  fixed  price  Advanced  Technologies  projects  isrecognized using the cost to cost input method. There was no impact of adoption of Topic 606 on revenue recognition for Advanced Technologies contracts. The Company records any amounts that are billed to customers in excess of revenue recognized as deferred revenue and revenue recognized in excess of amountsbilled to customers as unbilled receivables.  Payments are based on costs incurred for government sponsored Advanced Technologies projects and upon completionof milestones for all other projects.

License agreements The Company entered into manufacturing and technology transfer agreements (the “license agreements”) with POSCO Energy in 2007, 2009 and 2012.  Revenuefrom the license fees received from POSCO Energy was previously recognized over the term of the associated agreements.    In connection with the adoption ofTopic 606, several performance obligations were identified including previously satisfied performance obligations for the transfer of licensed intellectual property,two performance obligations for specified upgrades of the previously licensed intellectual property, a performance obligation to deliver unspecified upgrades to thepreviously  licensed  intellectual  property  on  a  when-and-if-available  basis,  and  a  performance  obligation  to  provide  technical  support  for  previously  deliveredintellectual  property.    The  performance  obligations  related  to  the  specified  upgrades  will  be  satisfied  and  related  consideration  recognized  as  revenue  upon thedelivery of the specified upgrades.  The performance obligations for unspecified upgrades and technical support are being recognized on a straight-line basis overthe license term on the basis that this represents the method that best depicts the progress towards completion of the related performance obligations.   All fixedconsideration for the license agreements was previously collected. Effective as of June 11, 2019, the Company entered into the EMRE License Agreement with EMRE, pursuant to which the Company agreed, subject to the terms ofthe EMRE License Agreement, to grant EMRE and its affiliates a non-exclusive, worldwide, fully paid, perpetual, irrevocable, non-transferrable license and rightto use the Company’s patents, data, know-how, improvements, equipment designs, methods, processes and the like to the extent it is useful to research, develop,and commercially exploit carbonate fuel cells in applications in which the fuel cells concentrate carbon dioxide from industrial and power sources and for any otherpurpose attendant thereto or associated therewith.  Such right and license is sublicensable to third parties performing work for or with EMRE or its affiliates, butshall not otherwise be sublicensable. Upon the payment by EMRE to the Company of $10.0 million, which was received by the Company on June 14, 2019, EMREand its affiliates were fully vested in the rights and licenses granted in the EMRE License Agreement, and any further obligations under the license agreement areconsidered by the Company to be minimal.    As a result,  the total  contract  value of $10.0 million was recorded as revenue for the fiscal  year ended October 31,2019.

Generation revenue For  project  assets  where  customers  purchase  electricity  from  the  Company  under  certain  PPAs,  the  Company  has  determined  that  these  agreements  should  beaccounted for as operating leases pursuant to ASC 840, Leases. Revenue

89

 is recognized when electricity  has been delivered based on the amount of electricity  delivered at  rates specified under the contracts,  assuming all  other revenuerecognition criteria  are  met.    For  PPAs that  are  not  accounted for  as  leases,  revenue is  recognized based on the output  method as there  is  a  directly  observableoutput to the customer (electricity delivered to the customer and immediately consumed). The Company is entitled to be compensated for performance completedto date (electricity delivered to the customer). Sale-Leaseback Accounting The Company, through a wholly-owned subsidiary, has entered into sale-leaseback transactions for commissioned project assets where we have entered into a PPAwith  a  customer  who  is  both  the  site  host  and  end  user  of  the  power.    Due  to  the  Company's  continuing  involvement  with  the  project  and  the  projects  beingconsidered integral equipment, sale accounting is precluded by ASC 840-40, “Leases”.  Accordingly, the Company uses the financing method to account for thesetransactions. Under the financing method of accounting for a sale-leaseback, the Company does not recognize as income any of the sale proceeds received from the lessor thatcontractually constitutes payment to acquire the assets subject to these arrangements. Instead, the sale proceeds received are accounted for as financing obligationsand  leaseback  payments  made  by  the  Company  are  allocated  between  interest  expense  and  a  reduction  to  the  financing  obligation.  Interest  on  the  financingobligation is  calculated using the Company’s incremental  borrowing rate at  the inception of the arrangement  on the outstanding financing obligation.  While wereceive  financing  for  the  full  value  of  the  related  power  plant  asset,  we  have  not  recognized  revenue  on  the  sale-leaseback  transaction.    Instead,  revenue  isrecognized  through the  sale  of  electricity  and energy credits  which are  generated  as  energy is  produced.    The sale-leaseback  arrangements  with  PNC allow theCompany to repurchase the project assets at fair market value. Inventories Inventories consist principally of raw materials and work-in-process.  Inventories are reviewed to determine if valuation adjustments are required for obsolescence(excess, obsolete, and slow-moving inventory). This review includes analyzing inventory levels of individual parts considering the current design of our productsand production requirements as well as the expected inventory needs for maintenance on installed power plants. Warranty and Service Expense Recognition We warranty our products for a specific period of time against manufacturing or performance defects. Our U.S. warranty is generally limited to a term of 15 monthsafter shipment or 12 months after acceptance of our products. We accrue for estimated future warranty costs based on historical experience. We also provide for aspecific accrual if  there is a known issue requiring repair during the warranty period. Estimates used to record warranty accruals are updated as we gain furtheroperating experience. As of October 31, 2019 and October 31, 2018, the warranty accrual,  which is classified in accrued liabilities on the Consolidated BalanceSheets, totaled $0.1 million. In  addition  to  the  standard  product  warranty,  we  have  entered  into  service  agreements  with  certain  customers  to  provide  monitoring,  maintenance  and  repairservices  for  fuel  cell  power  plants.  Under  the  terms  of  these  service  agreements,  the  power  plant  must  meet  a  minimum  operating  output  during  the  term.  Ifminimum output falls below the contract requirement, we may be subject to performance penalties or may be required to repair and/or replace the customer's fuelcell module. The Company has accrued for performance guarantees of $0.8 million and $1.1 million as of October 31, 2019 and 2018, respectively.  Refer to Note2. “Revenue Recognition” for the change in accounting effective as of November 1, 2019 relating to performance guarantees The Company records loss accruals for service agreements when the estimated cost of future module exchanges and maintenance and monitoring activities exceedsthe  remaining  unrecognized  contract  value.  Estimates  for  future  costs  on  service  agreements  are  determined  by  a  number  of  factors  including  the  estimatedremaining life of the module, used replacement modules available, and future operating plans for the power plant. Our estimates are performed on a contract bycontract basis and include cost assumptions based on what we anticipate the service requirements will be to fulfill obligations for each contract. As of October 31,2019 and October 31, 2018, our loss accruals on service agreements totaled $3.3 million and $0.9 million, respectively. 

90

 At the end of our service agreements, customers are expected to either renew the service agreement or, based on the Company's rights to title of the module, themodule will be returned to the Company as the plant is no longer being maintained.  As of October 31, 2019, the Company had $1.0 million related to the residualvalue of replacement modules in power plants under service agreements compared to $1.2 million as of October 31, 2018.

 ACCOUNTING GUIDANCE UPDATE

 Recently Adopted Accounting Guidance In  May  2014,  the  Financial  Accounting  Standards  Board  (the  “FASB”)  issued  ASU  2014-09,  “Revenue  from  Contracts  with  Customers  (Topic  606)”.    Theadoption of Topic 606 by the Company on November 1, 2018 using the modified retrospective transition method resulted in a cumulative effect adjustment thatincreased Accumulated deficit by $6.7 million. In January 2017, the FASB issued ASU 2017-04, “Intangibles-Goodwill and Other (Topic 350): Simplifying the Test for Goodwill Impairment” which provides fora one-step quantitative impairment test, whereby a goodwill impairment loss will be measured as the excess of a reporting unit’s carrying amount over its fair value(not to exceed the total  goodwill  allocated to that reporting unit).  It  eliminates Step 2 of the current two-step goodwill  impairment test,  under which a goodwillimpairment  loss is measured by comparing the implied fair  value of a reporting unit’s goodwill  with the carrying amount of that  goodwill. The Company earlyadopted this ASU effective November 1, 2018.  The adoption of this ASU did not have an impact on the Company’s consolidated financial statements. Recent Accounting Guidance Not Yet Effective In February 2016, the FASB issued ASU 2016-02, “Leases” that amends the accounting and disclosure requirements for leases.  The new guidance requires that alessee shall recognize a right-of-use (“ROU”) asset and a corresponding lease liability, initially measured at the present value of the lease payments, in its balancesheet.    Leases will  be classified as either finance or operating,  with classification affecting the pattern of expense recognition in the Consolidated Statements ofOperations.    The  Company  was  required  to  adopt  the  new guidance  on  November  1,  2019.    In  July  2018,  the  FASB issued  an  amendment  to  the  new leasingstandard  which provides  an  alternative  transition  method that  allows companies  to  recognize  a  cumulative  effect  adjustment  to  the  opening  balance  sheet  uponadoption.  The Company intends to elect this alternative transition method and forgo the adjustments to comparative-period financial information. The Company has both operating and capital leases (refer to Note 20. “Commitments and Contingencies”) as well as sale-leaseback transactions that are accountedfor  under  the  finance  method.    The  new  standard  provides  entities  with  several  practical  expedient  elections.    Among  them,  the  Company  intends  to  elect  thepackage of practical expedients that permits the Company to not reassess prior conclusions related to its leasing arrangements, lease classifications and initial directcosts. In addition, the Company plans to elect the practical expedients to not separate lease and non-lease components, to use hindsight in determining the leaseterms and impairment of ROU assets, and to not apply the new standard’s recognition requirements to short-term leases or use the portfolio approach to a group ofleases with similar characteristics. Upon adoption of this ASU, the Company will record ROU assets and the present value of its lease liabilities which are currentlynot  recognized  on  its  consolidated  balance  sheet.    The  Company  is  in  the  process  of  implementing  changes  to  its  business  processes,  systems  and  controls  tosupport the new lease standard and its disclosure requirements. On  adoption,  the  Company  expects  to  recognize  a  lease  liability  of  approximately  $10.3  million  and  corresponding  ROU  assets  of  approximately  $10.1million.  Any cumulative effect of the adoption recorded to accumulated deficit is not expected to be significant.  The Company also does not expect there to be asignificant  net  effect  on  the  consolidated  statements  of  operations,  however,  what  was  previously  presented  as  rent  expense  related  to  operating  leases  will  berecognized as interest expense on the Company’s minimum lease obligation and depreciation of right-of-use asset.

91

 Item 7A. QUANTITATIVE AND QUALITATIVE DISCLOSURES ABOUT MARKET RISK Interest Rate Exposure Risk Cash  is  invested  overnight  with  high  credit  quality  financial  institutions  and  therefore  we  are  not  exposed  to  market  risk  on  our  cash  holdings  from  changinginterest rates. Based on our overall interest rate exposure as of October 31, 2019, including all interest rate sensitive instruments, a change in interest rates of 1%would not have a material impact on our results of operations. Foreign Currency Exchange Risk As of October 31, 2019 and 2018, approximately 6% and 4%, respectively, of our total cash, cash equivalents and investments were in currencies other than U.S.dollars (primarily the Euro, Canadian dollars and South Korean Won) and we have no plans of repatriation. We make purchases from certain vendors in currenciesother than U.S. dollars. Although we have not experienced significant foreign exchange rate losses to date, we may in the future, especially to the extent that we donot engage in currency hedging activities. The economic impact of currency exchange rate movements on our operating results is complex because such changesare often linked to variability in real growth, inflation, interest rates, governmental actions and other factors. These changes, if material, may cause us to adjust ourfinancing and operating strategies. Derivative Fair Value Exposure Risk Series 1 Preferred Shares The conversion feature and the variable dividend obligation of FCE Ltd.’s Series 1 Preferred Shares are embedded derivatives that require bifurcation from the hostcontract. The aggregate fair value of these derivatives included within long-term debt and other liabilities as of October 31, 2019 and 2018 was $0.6 million and$0.8 million, respectively. The fair value was based on valuation models using various assumptions, including historical stock price volatility, risk-free interest rateand a  credit  spread based on the  yield  indexes  of  technology high yield  bonds,  foreign  exchange volatility  as  the  Series  1  Preferred  Shares  are  denominated  inCanadian dollars, and the closing price of our common stock. Changes in any of these assumptions would change the underlying fair value with a correspondingcharge or credit to operations.

Interest Rate Swap

On May 16, 2019, an interest rate swap agreement (the “Swap Agreement”) was entered into with Fifth Third Bank in connection with the BFC Credit Agreementfor the term of the loan.  The net interest rate across the BFC Credit Agreement and the swap transaction results in a fixed rate of 5.09%.  The interest rate swapwill be adjusted to fair value on a quarterly basis.  The estimated fair value is based on Level 2 inputs including primarily the forward LIBOR curve available toswap dealers.  The valuation methodology involves comparison of (i) the sum of the present value of all monthly variable rate payments based on a reset rate usingthe forward LIBOR curve and (ii) the sum of the present value of all monthly fixed rate payments on the notional amount which is equivalent to the outstandingprincipal amount of the loan.  The fair value adjustments for the fiscal year ended October 31, 2019 resulted in $0.6 million of charges.  

92

 Item 8. CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS AND SUPPLEMENTARY DATA Index to the Consolidated Financial Statements Page     

Report of Independent Registered Public Accounting Firm   94     

Consolidated Balance Sheets at October 31, 2019 and 2018   95     

Consolidated Statements of Operations and Comprehensive Loss for the Years Ended October 31, 2019, 2018 and 2017   96     

Consolidated Statements of Changes in Equity for the Years Ended October 31, 2019, 2018 and 2017   97     

Consolidated Statements of Cash Flows for the Years Ended October 31, 2019, 2018 and 2017   98     

Notes to Consolidated Financial Statements   99   

93

 Report of Independent Registered Public Accounting Firm

 To the Stockholders and Board of DirectorsFuelCell Energy, Inc.:

Opinion on the Consolidated Financial Statements

We have audited the accompanying consolidated balance sheets  of  FuelCell  Energy,  Inc.  and subsidiaries  (the Company) as of  October 31,  2019 and 2018, therelated  consolidated  statements  of  operations  and  comprehensive  loss,  changes  in  equity,  and  cash  flows  for  each  of  the  years  in  the  three‑year  period  endedOctober 31, 2019, and the related notes (collectively, the consolidated financial statements). In our opinion, the consolidated financial statements present fairly, inall material respects, the financial position of the Company as of October 31, 2019 and 2018, and the results of its operations and its cash flows for each of theyears in the three‑year period ended October 31, 2019, in conformity with U.S. generally accepted accounting principles.

Change in Accounting Principle

As discussed in Note 1 to the consolidated financial statements, the Company has changed its method of accounting for revenue as of November 1, 2018 due to theadoption of Financial Accounting Standards Board Accounting Standards Codification Topic 606, Revenue from Contracts with Customers.

Basis for Opinion

These consolidated financial  statements  are  the  responsibility  of  the Company’s  management.  Our responsibility  is  to  express  an opinion on these  consolidatedfinancial  statements  based  on  our  audits.  We  are  a  public  accounting  firm  registered  with  the  Public  Company  Accounting  Oversight  Board  (United  States)(PCAOB) and  are  required  to  be  independent  with  respect  to  the  Company  in  accordance  with  the  U.S.  federal  securities  laws  and  the  applicable  rules  andregulations of the Securities and Exchange Commission and the PCAOB.

We  conducted  our  audits  in  accordance  with  the  standards  of  the  PCAOB.  Those  standards  require  that  we  plan  and  perform  the  audit  to  obtain  reasonableassurance about whether the consolidated financial  statements  are free of material  misstatement,  whether due to error  or fraud. The Company is  not required tohave, nor were we engaged to perform, an audit of its internal control over financial reporting. As part of our audits, we are required to obtain an understanding ofinternal  control  over  financial  reporting  but  not  for  the  purpose  of  expressing  an  opinion  on  the  effectiveness  of  the  Company’s  internal  control  over  financialreporting. Accordingly, we express no such opinion.

Our audits included performing procedures to assess the risks of material misstatement of the consolidated financial statements, whether due to error or fraud, andperforming  procedures  that  respond to  those  risks.  Such procedures  included examining,  on a  test  basis,  evidence  regarding  the  amounts  and disclosures  in  theconsolidated financial  statements.  Our audits also included evaluating the accounting principles used and significant  estimates made by management,  as well  asevaluating the overall presentation of the consolidated financial statements. We believe that our audits provide a reasonable basis for our opinion.

/s/ KPMG LLP

We have served as the Company’s auditor since 1995.

Hartford, Connecticut January 22, 2020

  

94

 FUELCELL ENERGY, INC.Consolidated Balance SheetsOctober 31, 2019 and 2018

(Amounts in thousands, except share and per share amounts)

  2019 2018 ASSETS                

Current assets:                Cash and cash equivalents, unrestricted   $ 9,434    $ 39,291 Restricted cash and cash equivalents - short-term     3,473      5,806 Accounts receivable, net of allowance for doubtful accounts of $0 and $160 as of October 31, 2019 and 2018,respectively     3,292      9,280 Unbilled receivables     7,684      13,759 Inventories     54,515      53,575 Other current assets     5,921      8,592 

Total current assets     84,319      130,303 Restricted cash and cash equivalents - long-term     26,871      35,142 Inventories - long-term     2,179      — Project assets     144,115      99,600 Property, plant and equipment, net     41,134      48,204 Goodwill     4,075      4,075 Intangible assets     21,264      9,592 Other assets     9,489      13,505 

Total assets   $ 333,446    $ 340,421 LIABILITIES AND EQUITY                

Current liabilities:                Current portion of long-term debt   $ 21,916    $ 17,596 Accounts payable     16,943      22,594 Accrued liabilities     11,452      7,632 Deferred revenue     11,471      11,347 Preferred stock obligation of subsidiary     950      952 

Total current liabilities     62,732      60,121 Long-term deferred revenue     28,705      16,793 Long-term preferred stock obligation of subsidiary     16,275      14,965 Long-term debt and other liabilities     90,140      71,619 

Total liabilities     197,852      163,498 Redeemable Series B preferred stock (liquidation preference of $64,020 as of October 31, 2019 and 2018)     59,857      59,857 Redeemable Series C preferred stock (liquidation preference of $8,992 as of October 31, 2018)     —      7,480 Redeemable Series D preferred stock (liquidation preference of $30,680 as of October 31, 2018)     —      27,392 Total equity:                

Stockholders’ equity                Common stock ($0.0001 par value; 225,000,000 shares authorized as of October 31, 2019 and 2018;193,608,684 and 7,972,686 shares issued and outstanding as of October 31, 2019 and 2018, respectively)     19      1 Additional paid-in capital     1,151,454      1,073,463 Accumulated deficit     (1,075,089)     (990,867)Accumulated other comprehensive loss     (647)     (403)Treasury stock, Common, at cost (42,496 and 13,042 shares as of October 31, 2019 and 2018, respectively)     (466)     (363)Deferred compensation     466      363 

Total stockholders’ equity     75,737      82,194 Total liabilities and stockholders’ equity   $ 333,446    $ 340,421

 

 See accompanying notes to consolidated financial statements.

95

 FUELCELL ENERGY, INC.

Consolidated Statements of Operations and Comprehensive LossFor the Years Ended October 31, 2019, 2018, and 2017

(Amounts in thousands, except share and per share and related party revenue amounts)

  2019 2018 2017 Revenues:                       

Product sales   $ 481    $ 52,490    $ 43,047 Service agreements and license revenues     26,618      15,757      27,050 Generation revenues     14,034      7,171      7,233 Advanced Technologies contract revenues     19,619      14,019      18,336 

Total revenues     60,752      89,437      95,666 Costs of revenues:                       

Cost of product sales     18,552      54,504      49,843 Cost of service agreements and license revenues     18,943      15,059      25,285 Cost of generation revenues     31,642      6,421      5,076 Cost of Advanced Technologies contract revenues     12,884      10,360      12,728 

Total cost of revenues     82,021      86,344      92,932 Gross (loss) profit     (21,269)     3,093      2,734 Operating expenses:                        

Administrative and selling expenses     31,874      24,908      25,916 Research and development expenses     13,786      22,817      20,398 Restructuring expense     —      —      1,355 

Total operating expenses     45,660      47,725      47,669 Loss from operations     (66,929)     (44,632)     (44,935)

Interest expense     (10,623)     (9,055)     (9,171)Other income, net     93      3,338      247 

Loss before (provision) benefit for income taxes     (77,459)     (50,349)     (53,859)(Provision) benefit for income taxes     (109)     3,015      (44)

Net loss     (77,568)     (47,334)     (53,903)Series A warrant exchange     (3,169)     —      — Series B Preferred stock dividends     (3,231)     (3,200)     (3,200)Series C Preferred stock deemed dividends and redemption value adjustment, net     (6,522)     (9,559)     — Series D Preferred stock deemed dividends and redemption accretion     (9,755)     (2,075)     — 

Net loss attributable to common stockholders   $ (100,245)   $ (62,168)   $ (57,103)Net loss to common stockholders per share                       

Basic   $ (1.82)   $ (9.01)   $ (13.73)Diluted   $ (1.82)   $ (9.01)   $ (13.73)

Weighted average shares outstanding                       Basic     55,081,266      6,896,189      4,159,575 Diluted     55,081,266      6,896,189      4,159,575

 

   2019 2018 2017

Net loss   $ (77,568)   $ (47,334)   $ (53,903)Other comprehensive loss:                        

Foreign currency translation adjustments     (244)     12      129 Comprehensive loss   $ (77,812)   $ (47,322)   $ (53,774) 

See accompanying notes to consolidated financial statements. 

96

 FUELCELL ENERGY, INC.

Consolidated Statements of Changes in EquityFor the Years Ended October 31, 2019, 2018, and 2017

(Amounts in thousands, except share amounts)

  Common Stock

Shares Amount

AdditionalPaid-inCapital

AccumulatedDeficit

AccumulatedOther

ComprehensiveIncome (Loss)

TreasuryStock

DeferredCompensation

TotalEquity

Balance, October 31, 2016     2,931,202     $ 0     $ 1,004,570    $ (889,630)   $ (544)   $ (179)   $ 179     $ 114,396  Sale of common stock, warrants and public offering     1,000,000       —      13,884       —      —      —      —      13,884  Exercise of prepaid warrants and warrants     1,138,411       1       12,721       —      —      —      —      12,722  Sale of common stock     603,786       —      12,431       —      —      —      —      12,431  Common stock issued, non-employee compensation     7,167       —      129       —      —      —      —      129  Share based compensation     —      —      4,585       —      —      —      —      4,585  Taxes paid upon vesting of restricted stock awards, net of stock   issued under benefit plans     107,056       —      (84)     —      —      —      —      (84)Series C convertible preferred stock conversions     9,058               167                                       167  Preferred dividends — Series B     —      —      (3,200)     —      —      —      —      (3,200)Effect of foreign currency translation     —      —      —      —      129       —      —      129  Adjustment for deferred compensation     (5,611)     —      —      —      —      (101)     101       — Net loss     —      —      —      (53,903)     —      —      —      (53,903)

Balance, October 31, 2017     5,791,068     $ 1     $ 1,045,203     $ (943,533)   $ (415)   $ (280)   $ 280     $ 101,256  Sale of common stock, net of fees     476,265       —      7,129       —      —      —      —      7,129  Exercise of warrants     216,309       —      3,326       —      —      —      —      3,326  Common stock issued, non-employee compensation     13,226       —      282       —      —      —      —      282  Share based compensation     —      —      3,238       —      —      —      —      3,238  Taxes paid upon vesting of restricted stock awards, net of stock   issued under benefit plans     (14,913)     —      (660)     —      —      —      —      (660)Series C convertible preferred stock conversions     1,496,368       —      20,220       —      —      —      —      20,220  Preferred dividends — Series B     —      —      (3,200)     —      —      —      —      (3,200)Series D Preferred stock redemption accretion     —      —      (2,075)     —      —      —      —      (2,075)Effect of foreign currency translation     —      —      —      —      12       —      —      12  Adjustment for deferred compensation     (5,637)     —      —      —      —      (83)     83       — Net loss     —      —      —      (47,334)     —      —      —      (47,334)

Balance, October 31, 2018     7,972,686     $ 1     $ 1,073,463     $ (990,867)   $ (403)   $ (363)   $ 363     $ 82,194  Sale of common stock, net of fees     119,128,677       12       43,654       —      —      —      —      43,666  Common stock issued, non-employee compensation     29,454       —      102       —      —      —      —      102  Share based compensation     —      —      2,804       —      —      —      —      2,804  Taxes paid upon vesting of restricted stock awards, net of stock   issued under benefit plans     52,607       —      (200)     —      —      —      —      (200)Series A Warrant Exchange     500,000       —      —      —      —      —      —      -  Series C convertible preferred stock conversions     3,914,218       —      15,489       —      —      —      —      15,489  Series C convertible preferred stock adjustment for beneficial   conversion feature     —      —      6,586       —      —      —      —      6,586  Series C convertible stock redemption value adjustments     —      —      (14,597)                                     (14,597)Preferred dividends — Series B     —      —      (3,231)     —      —      —      —      (3,231)Series D convertible preferred stock conversions     62,040,496       6       31,177       —      —      —      —      31,183  Series D Preferred stock redemption accretion     —      —      (3,793)     —      —      —      —      (3,793)Impact of the adoption of Topic 606     —      —      —      (6,654)     —      —      —      (6,654)Effect of foreign currency translation     —      —      —      —      (244)     —      —      (244)Adjustment for deferred compensation     (29,454)     —      —      —      —      (103)     103       -  Net loss     —      —      —      (77,568)     —      —      —      (77,568)

Balance, October 31, 2019     193,608,684     $ 19     $ 1,151,454     $ (1,075,089)   $ (647)   $ (466)   $ 466     $ 75,737 

See accompanying notes to consolidated financial statement 

97

 FUELCELL ENERGY, INC.

Consolidated Statements of Cash FlowsFor the Years Ended October 31, 2019, 2018 and 2017

(Amounts in thousands, except share amounts) 

  2019 2018 2017 Cash flows from operating activities:                        

Net loss   $ (77,568)   $ (47,334)   $ (53,903)Adjustments to reconcile net loss to net cash used in operating activities:                        

Share-based compensation     2,804      3,238      4,585 (Gain) loss from change in fair value of embedded derivatives     (176)     60      91 Depreciation     12,353      8,648      8,518 Non-cash interest expense on preferred stock and debt obligations     6,097      5,957      6,256 Deferred income taxes     —      (3,035)     — Impairment of property, plant and equipment and project assets     20,360      —      — Unrealized loss on derivative contract     624      —      — Unrealized foreign exchange (gains) losses     (29)     (223)     581 Other non-cash transactions     716      760      165 

Decrease (increase) in operating assets:                        Accounts receivable     4,842      24,169      (35,388)Unbilled receivables     (4,488)     24,562      (15,888)Inventories     (6,427)     31,714      (7,972)Other assets     2,120      (2,264)     (714)

Increase (Decrease) in operating liabilities:                        Accounts payable     (173)     (19,846)     25,020 Accrued liabilities     2,377      (11,345)     (2,290)Deferred revenue     5,996      1,261      (906)Net cash (used in) provided by operating activities   (30,572) 16,322 (71,845)

Cash flows from investing activities:                        Capital expenditures     (2,151)     (10,028)     (12,351)Project asset expenditures     (31,675)     (41,232)     (19,726)Asset acquisition     (35,474)     —      633 

Net cash used in investing activities   (69,300) (51,260) (31,444)Cash flows from financing activities:                        

Repayment of debt     (48,395)     (16,616)     (8,571)Proceeds from debt     69,596      13,091      17,877 Payments of deferred finance costs     (3,302)     (352)     (206)Net proceeds from issuance of Series C preferred shares     —      —      27,866 Net proceeds from issuance of Series D preferred shares     —      25,317      — Proceeds from sale of common stock and warrant exercises, net     43,573      10,455      39,396 Payment of preferred dividends and return of capital     (1,840)     (4,178)     (4,156)Common stock issued for stock plans and related expenses     23      —      86 

Net cash provided by financing activities   59,655 27,717 72,292 Effects on cash from changes in foreign currency rates     (244)     12      129 Net decrease increase in cash, cash equivalents, and restricted cash   (40,461) (7,209) (30,868)Cash, cash equivalents, and restricted cash-beginning of year     80,239      87,448      118,316 Cash, cash equivalents, and restricted cash-end of year   $ 39,778 $ 80,239 $ 87,448

 See accompanying notes to the consolidated financial statements.

98

 Note 1. Nature of Business, Basis of Presentation and Significant Accounting Policies Nature of Business and Basis of Presentation FuelCell  Energy,  Inc.,  together  with its  subsidiaries  (the “Company”,  “FuelCell  Energy”,  “we”,  “us”,  or  “our”)  is  a  leading integrated fuel  cell  company with agrowing  global  presence  in  delivering  environmentally-responsible  distributed  baseload  power  solutions  through  our  proprietary, molten-carbonate  fuel  celltechnology.  We develop turn-key distributed power generation solutions and operate and provide comprehensive service for the life  of the power plant.  We areworking to expand the proprietary technologies that we have developed over the past five decades into new products, markets and geographies. Our mission andpurpose  remains  to  utilize  our  proprietary,  state-of-the-art  fuel  cell  power  plants  to  reduce  the  global  environmental  footprint  of  baseload  power  generation  byproviding environmentally responsible solutions for reliable electrical power, hot water, steam, chilling, hydrogen, micro-grid applications, and carbon capture. The consolidated financial  statements  include our accounts  and those of our wholly-owned subsidiaries.    All  intercompany accounts  and transactions have beeneliminated. On  May  8,  2019,  the  Company  effected  a  1-for-12  reverse  stock  split,  reducing  the  number  of  the  Company’s  common  shares  outstanding  on  that  date  from183,411,230  shares  to  15,284,269  shares.    The  number  of  authorized  shares  of  common  stock  remained  unchanged  at  225,000,000  shares  and  the  number  ofauthorized shares of preferred stock remained unchanged at 250,000 shares.  Additionally, the conversion rate of our Series B Preferred Stock (as defined elsewhereherein), the conversion price of our  Series C Preferred Stock and Series D Preferred Stock (each as defined elsewhere herein), the exchange price of our Series 1Preferred  Shares  (as  defined  elsewhere  herein),  the  exercise  price  of  all  then  outstanding  options  and  warrants,  and  the  number  of  shares  reserved  for  futureissuance pursuant to our equity compensation plans were all adjusted proportionately in connection with the reverse stock split.   All share and per share amountsand conversion prices presented herein have been adjusted retroactively to reflect these changes.

Certain  reclassifications  have  been  made  to  the  prior  year  amounts  to  conform  to  the  presentation  for  fiscal  year  2019.    The  Company  adopted  FinancialAccounting Standards Board Accounting Standards Codification Topic 606, “Revenue from Contracts with Customers” (“Topic 606”)  effective November 1, 2018and applied the modified retrospective transition method.  As a result of the adoption of Topic 606, Unbilled receivables has been reclassified as a separate lineitem from Accounts receivable, net on the Consolidated Balance Sheets and Unbilled receivables has been classified as a separate item from Accounts receivable,net in the Consolidated Statement of Cash Flows for the fiscal year ended October 31, 2018 and 2017. Liquidity The Company faced significant liquidity challenges in fiscal 2019, which were addressed through a series of actions late in the fiscal year and subsequent to fiscalyear end.  In the second and third quarters of fiscal 2019, management concluded that, as a result of the Company’s history of negative cash flows from operatingand investing activities, negative working capital, aged accounts payable, forbearance agreements with suppliers, and significant short-term debt maturities, therewas  substantial  doubt  about  the  Company’s  ability  to  continue  as  a  going  concern.  To  address  these  issues,  we  restructured  our  management  team  and  ouroperations in ways that are intended to support our growth and achieve our profitability and sustainability goals. We raised capital under our at-the-market salesplan, which allowed us to pay down our accounts payable and stay current on our forbearance agreements. In addition, we repaid a substantial portion of our short-term  debt,  retired  our  Series  C  and  Series  D  Preferred  Stock  obligations,  entered  into  new  or  amended  financing  arrangements  and  entered  into  a  licensearrangement  with  EMRE, which resulted  in  $10.0  million  of  up-front  proceeds.    While  some of  the  indicators  of  substantial  doubt  still  exist,  such as  historicallosses and negative cash flows, as a result of the previous actions taken by the Company in response to the liquidity challenges that arose in the second and thirdquarters of fiscal 2019, management has concluded that substantial doubt was alleviated and the Company expects to meet its obligations for at least one year fromthe date of issuance of these financial statements.  Key definitive agreements which support the Company’s future liquidity position include:

 

  • On October 31, 2019, the Company and certain of its subsidiaries as guarantors entered into a $200.0 million senior secured credit facility withOrion  Energy  Partners  Investment  Agent,  LLC,  as  Administrative  Agent  and  Collateral  Agent  (the  “Agent”),  and  its  affiliates,  Orion  EnergyCredit Opportunities Fund II, L.P., Orion Energy Credit Opportunities Fund II GPFA, L.P., and Orion Energy

99

   Credit  Opportunities  Fund  II  PV,  L.P.,  as  lenders (the  “Orion  Facility”) .   The  Orion  Facility  is  structured  as  a  delayed  draw  term  loan  to be

provided by the lenders.  In conjunction with the closing of the Orion Facility, on October 31, 2019, the Company drew down $14.5 million (the“Initial Funding”). The Company drew down an additional $65.5 million on November 22, 2019 (the “Second Funding”). The Company may drawthe remainder of the Orion Facility, $120.0 million, over the first 18 months following the Initial Funding and subject to the Agent’s approval tofund: (i) construction costs, inventory and other capital expenditures of  additional fuel cell projects with contracted cash flows (under PPAs withcreditworthy counterparties) that meet or exceed a mutually agreed coverage ratio; and (ii) inventory, working capital, and other costs that may berequired  to  be  delivered  by  the  Company  on  purchase  orders,  service  agreements,  or  other  binding  customer  agreements  with  creditworthycounterparties.

 

  • On November 5, 2019, the Company signed a two-year Joint Development Agreement (“JDA”) with EMRE, pursuant to which the Company willcontinue  exclusive  research  and  development  efforts  with  EMRE to  evaluate  and  develop  new and/or  improved  carbonate  fuel  cells  to  reducecarbon dioxide emissions from industrial and power sources, in exchange for (a) payment of (i) an exclusivity and technology access fee of $5.0million,  (ii)  up  to  $45.0  million  for  research  and  development  efforts,  and  (iii)  milestone-based  payments  of  up  to  $10.0  million  after  certaintechnological milestones are met, and (b) certain licenses.

 

  • As of  October  31,  2019,  FCE Ltd.  or  the  Company,  as  the  guarantor  of  FCE Ltd.’s  payment  obligations  with  respect  to  the  Series  1  PreferredShares, was obligated to pay, on or before December 31, 2020, all accrued and unpaid dividends on the Series 1 Preferred Shares and the balanceof the principal redemption price with respect to all of the Series 1 Preferred Shares. Interest under the Series 1 Preferred Shares accrued at annualrate of 5%. In addition, the holder of the Series 1 Preferred Shares had the right to exchange such shares for fully paid and non-assessable shares ofcommon stock of the Company at certain specified prices, and FCE Ltd. had the option of making dividend payments in the form of common stockof the Company or cash.  As of October 31, 2019, the Company did not have sufficient shares available to satisfy these obligations.  On January20, 2020, the Company, FCE Ltd. and Enbridge entered into a letter agreement (the “January 2020 Letter Agreement”),  pursuant to which theyagreed to amend the articles of FCE Ltd. relating to and setting forth the terms of the Series 1 Preferred Shares to: (i) remove the provisions of thearticles permitting or requiring the issuance of shares of the Company’s common stock in exchange for the Series 1 Preferred Shares or as paymentof amounts due to the holders of the Series 1 Preferred Shares, (ii) remove certain provisions of the articles relating to the redemption of the Series1  Preferred  Shares,  (iii)  increase  the  annual  dividend  rate,  commencing  on  January  1,  2020,  to  15%,  (iv)  extend  the  final  payment  date  for  allaccrued and unpaid dividends  and all  return of  capital  payments  (i.e.,  payments  of  the principal  redemption price)  from December  31,  2020 toDecember 31, 2021, (v) clarify when dividend and return of capital payments are to be made in the future and extend the quarterly dividend andreturn of capital payments through December 31, 2021 (which were previously to be paid each quarter through December 31, 2020), (vi) removecertain terms and provisions of the articles that are no longer applicable, and (vii) make other conforming changes to the articles.

 The Company’s future liquidity will be dependent on its ability to (i) timely complete current projects in process within budget, including approved amounts thathave been financed as financing does not cover overages, (ii) increase cash flows from its generation portfolio, including by meeting conditions required to timelycommence  operations  of  new projects  and  operating  its  generation  portfolio  in  compliance  with  minimum performance  guarantees,  (iii)  obtain  approval  of  andreceive funding for project construction under the Orion Facility and meet conditions for release of funds, (iv) increase order and contract volumes, which wouldlead  to  additional  product  sales  and  services  agreements,  (v)  obtain  funding  for  and  receive  payment  for  research  and  development  under  current  and  futureAdvanced Technology contracts, including achieving a $5 million technological performance milestone in the JDA during calendar year 2020, and (vi) implementthe  cost  reductions  necessary  to  achieve  profitable  operations.  Our  business  model  requires  substantial  outside  financing  arrangements  and  satisfaction  of  theconditions of such financing arrangements to deploy our projects and facilitate the growth of our business. If financing is not available to us on acceptable terms ifand  when needed,  if  we  do  not  satisfy  the  conditions  of  our  financing  arrangements  or  if  we  spend  more  than  the  financing  approved  for  projects,  we  may berequired to reduce planned spending, sell assets, seek alternative financing and take other measures, which could have a material adverse effect on our operations. 

100

 As of January 14, 2020, we had 14,034,001 shares of common stock available for issuance, of which 10,290,934 shares were reserved for issuance under variousconvertible securities, options, and warrants, under our stock purchase and incentive plans, and under our at-the-market sales plan. The limited number of sharesavailable for issuance limits our ability to raise capital in the equity markets and satisfy obligations with shares instead of cash, which could adversely impact ourability to fund our business and operations.  We must obtain stockholder approval to increase the number of shares of common stock we are authorized to issueunder our Certificate of Incorporation.  At the April 4, 2019 annual meeting of stockholders, our stockholders did not approve our request to increase the number ofshares  of  common  stock  that  we  are  authorized  to  issue  from  225,000,000  shares  to  335,000,000  shares.  In  the  event  that  the  Company’s  Board  of  Directorsdetermines to seek stockholder approval for an increase in authorized shares in the future, there can be no assurances of obtaining such stockholder approval. While there can be no assurances, we anticipate raising additional required capital from new and existing investors and lenders. We expect to work with lenders andfinancial  institutions  to  secure  long-term debt,  tax equity  and sale-leasebacks  for  our  project  asset  portfolio  as  we achieve  the  Commercial  Operation Dates  forthese projects.  This financing,  if  received,  may allow the Company to recycle  capital  from these projects  by reinvesting the capital  in other  projects  and to paydown the Orion Facility over time. It should be noted that the lenders and the Agent under the Orion Credit Agreement (“Orion”) have broad approval rights overour ability to draw and allocate funds from the Orion Facility. There can be no assurance that the Company can obtain such financing or that the Company canobtain such financing on terms acceptable to the Company. If the Company is unable to obtain such financing or raise additional capital, the Company may reduceits expenditures or slow its project spending. If the Company cannot obtain such financing or cannot obtain such financing on terms acceptable to the Company, itwould negatively impact the Company’s business model, operations, and liquidity. We believe that our cash flows from our existing backlog, including PPAs, service agreements and Advanced Technology contracts,  combined with our currentunrestricted cash and cash equivalents, cash which is expected to become unrestricted, and available borrowings under the Orion Facility will be sufficient to meetour anticipated cash needs for at least the next 12 months. Significant Accounting Policies Cash and Cash Equivalents and Restricted Cash All cash equivalents consist of investments in money market funds with original maturities of three months or less at date of acquisition. We place our temporarycash investments with high credit quality financial institutions. As of October 31, 2019, $30.3 million of cash and cash equivalents was pledged as collateral forletters of credit and for certain banking requirements and contractual commitments, compared to $40.9 million pledged as of October 31, 2018.  The restricted cashbalance as of October 31, 2018 included $15.0 million, which secured certain obligations of the Company under a 15-year service agreement for the BridgeportFuel Cell Park project and was classified as long-term.  In connection with the acquisition of the Bridgeport Fuel Cell Project, $15.0 million of restricted cash wasreleased on May 9,  2019.    The restricted  cash balance as  of  October  31,  2019 and 2018 also includes  $17.9 million  and $17.7 million,  respectively,  to  supportobligations related to the PNC sale-leaseback transactions.  As of October 31, 2019 and 2018, we had outstanding letters of credit of $5.7 million and $3.8 million,respectively, which expire on various dates through August 2025.   Inventories and Advance Payments to Vendors Inventories consist principally of raw materials and work-in-process. Cost is determined using the first-in, first-out cost method.  In certain circumstances, we willmake  advance  payments  to  vendors  for  future  inventory  deliveries.  These  advance  payments  are  recorded  as  Other  current  assets  on  the  Consolidated  BalanceSheets. Inventories are reviewed to determine if valuation allowances are required for excess quantities or obsolescence. This review includes analyzing inventory levels ofindividual  parts  considering the  current  design of  our  products  and production requirements  as  well  as  the expected inventory  requirements  for  maintenance  oninstalled power plants. 

101

 Project Assets Project  assets  consist  of  capitalized  costs  for  fuel  cell  projects  in  various  stages  of  development,  whereby  we  have  entered  into  power  purchase  agreements(“PPAs”) prior to entering into a definitive sales or long-term financing agreement for the project, capitalized costs for fuel cell projects which are the subject of asale-leaseback transaction with PNC Energy Capital, LLC (“PNC”), projects in development for which we expect to secure long-term contracts or projects retainedby the Company under a merchant model.    Project  asset costs include costs for developing and constructing a complete turn-key fuel  cell  project.  Developmentcosts can include legal, consulting, permitting, interconnect, and other similar costs. To the extent we enter into a definitive sales agreement, we expense projectassets to cost of sales after the respective project asset is sold to a customer and all revenue recognition criteria have been met. Property, Plant and Equipment Property, plant and equipment are stated at cost, less accumulated depreciation which is recorded based on the straight-line method over the estimated useful livesof the respective assets. Leasehold improvements are amortized on the straight-line method over the shorter of the estimated useful lives of the assets or the term ofthe lease. When property is sold or otherwise disposed of, the cost and related accumulated depreciation are removed from the accounts and any resulting gain orloss is reflected in operations for the period. Goodwill and Intangible Assets Goodwill  represents  the  excess  of  the  aggregate  purchase  price  over  the  fair  value  of  the  net  assets  acquired  in  a  business  combination  and  is  reviewed  forimpairment at least annually. Accounting Standards Codification Topic 350, "Intangibles - Goodwill and Other" (“ASC 350”) permits the assessment of qualitative factors to determine whetherevents and circumstances lead to the conclusion that it is necessary to perform the two-step goodwill impairment test required under ASC 350. The  Company  completed  its  annual  impairment  analysis  of  goodwill  and  the  in-process  research  &  development  assets  (“IPR&D”)  as  of  July  31,  2019  and2018.  The goodwill and IPR&D asset are both held by the Company’s Versa Power Systems, Inc. (“Versa”) reporting unit.  Goodwill and the IPR&D asset arealso reviewed for possible impairment whenever changes in conditions indicate that the fair value of a reporting unit or IPR&D asset is more likely than not belowits carrying value.  No impairment charges were recorded during the fiscal years ended October 31, 2019, 2018 and 2017. Impairment of Long-Lived Assets (including Project Assets) Long-lived  assets  are  reviewed  for  impairment  whenever  events  or  changes  in  circumstances  indicate  that  the  carrying  amount  of  an  asset  group  may  not  berecoverable. If events or changes in circumstances indicate that the carrying amount of the asset group may not be recoverable, we compare the carrying amount ofan asset group to future undiscounted net cash flows, excluding interest costs, expected to be generated by the asset group and their ultimate disposition. If the sumof the undiscounted cash flows is less than the carrying value, the impairment to be recognized is measured by the amount by which the carrying amount of theasset group exceeds the fair value of the asset group. Revenue Recognition (Including Lease Agreements and Royalty Income) Refer  to  Note  2.  “Revenue  Recognition”  for  information  on  the  Company’s  revenue  recognition  accounting  policy  which  is  effective  for  the  fiscal  year  endedOctober 31, 2019 upon adoption of ASU 2014-09, “Revenue from Contracts with Customers.” The revenue recognition policy for fiscal years ended October 31, 2018 and 2017 was as follows:

The  Company  earned  revenue  from  (i)  the  sale  and  installation  of  fuel  cell  power  plants  including  site  engineering  and  construction  services,  (ii)  the  sale  ofcompleted project assets, (iii) equipment only sales (modules, balance of plants (“BOP”), component part kits and spare parts to customers), (iv) performance underlong-term service agreements, (v) the sale of electricity and other value streams under power purchase agreements (“PPAs”) and utility tariffs from project assetsretained  by  the  Company,  (vi)  license  fees  and  royalty  income  from  manufacturing  and  technology  transfer  agreements,  and  (vii)  government  and  customer-sponsored Advanced Technologies projects.

102

 

As further clarification, revenue elements are classified as follows:

Product. Includes  the  sale  of  completed  project  assets,  the  sale  and  installation  of  fuel  cell  power  plants  including  site  engineering  and  constructionservices, and, the sale of component part kits, modules, BOPs and spare parts to customers.

Service and license. Includes  performance  under  long-term  service  agreements  for  power  plants  owned  by  third  parties  and  license  fees  and  royaltyincome from manufacturing and technology transfer agreements.

Generation. Includes  the  sale  of  electricity  under  PPAs  and  utility  tariffs  from  project  assets  retained  by  the  Company.    This  also  includes  revenuereceived from the sale of other value streams from these assets including the sale of heat, steam and renewable energy credits.

Advanced Technologies. Includes revenue from customer-sponsored and government-sponsored Advanced Technologies projects.

The Company’s revenue is generated from customers located throughout the U.S., Europe and Asia and from agencies of the U.S. government.

For customer contracts where the Company is responsible for the supply of equipment and site construction (full turn-key construction project) and has adequatecost history and estimating experience, and with respect to which management believes it can reasonably estimate total contract costs, revenue is recognized underthe  percentage  of  completion  method  of  accounting.  The  use  of  percentage  of  completion  accounting  requires  significant  judgment  relative  to  estimating  totalcontract costs, including assumptions relative to the length of time to complete the contract, the nature and complexity of the work to be performed and total projectcosts. Our estimates are based upon the professional knowledge and experience of our engineers, project managers and other personnel, who review each long-termcontract on a quarterly basis to assess the contract’s schedule, performance, technical matters and estimated cost at completion. When changes in estimated contractcosts  are  identified,  such  revisions  may  result  in  current  period  adjustments  to  operations  applicable  to  performance  in  prior  periods.  Revenues  are  recognizedbased on the percentage of the contract value that incurred costs to date as compared to estimated total contract costs, after giving effect to estimates of costs tocomplete based on most recent information. For customer contracts for new or significantly customized products, where management does not believe it has theability to reasonably estimate total contract costs, revenue is recognized using the completed contract method and therefore all revenue and costs for the contractare deferred and not recognized until installation and acceptance of the power plant is complete. We recognize anticipated contract losses as soon as they becomeknown and estimable.  Actual results could vary from initial estimates and estimates will be updated as conditions change.

Revenue from equipment only sales where the Company does not have the obligations associated with overall construction of the project (modules, BOPs, fuel cellkits and spare parts sales) was recognized upon shipment or title transfer under the terms of the customer contract. Terms for certain contracts provide for a transferof title and risk of loss to our customers at our factory locations and certain key suppliers upon completion of our contractual requirement to produce products andprepare the products for shipment. A shipment in place may occur in the event that the customer is not ready to take delivery of the products on the contractuallyspecified delivery dates.

In June 2017, an EPC contractor, Hanyang Industrial Development Co., Ltd (“HYD”), was awarded a 20 MW project by a utility in South Korea (Korea SouthernPower Company)  utilizing the Company’s SureSource technology. The Company was able to participate on this Korean project  pursuant to a Memorandum ofUnderstanding (“MOU”) with POSCO Energy that permitted the Company access to the Asian fuel cell market, including the sale of SureSource solutions in SouthKorea.  Effective July 15, 2018, the MOU was terminated.  On August 29, 2017, the Company entered into a contract with HYD pursuant to which the Companyprovided equipment to HYD for this 20 MW fuel cell project as well as ancillary services including plant commissioning.  Construction began in the fall of 2017and the installation became operational in the summer of 2018.  The value of the contract to the Company was $70 million.  The Company assessed the contractusing the multi-element revenue recognition guidance and determined that each of the modules and BOPs as well as the ancillary services each represented separatedeliverables with stand-alone value.  The full contract value was allocated to each element based on estimated selling prices using cost plus expected margins andrevenue recognition occurred upon completion of shipping and customer acceptance of each piece of equipment and the proportional performance method was usedfor  the  ancillary  services  provided.    Approximately  $39  million  of  revenue  was  recognized  in  the  fourth  quarter  of  fiscal  2017  related  to  this  contract  andapproximately $31 million was recognized during fiscal year 2018. 

103

 

Revenue from service agreements was generally recorded ratably over the term of the service agreement, as the Company’s performance of routine monitoring andmaintenance under these service agreements is generally expected to be incurred on a straight-line basis.  For service agreements where the Company expects tohave  module  exchanges  at  some  point  during  the  term  (generally  service  agreements  in  excess  of  five  years),  the  costs  of  performance  are  not  expected  to  beincurred on a straight-line basis,  and therefore,  a portion of the initial  contract  value related to the module exchange(s)  is  deferred and is recognized upon suchmodule replacement event(s).

The Company recognized license fees and other revenue over the term of the associated agreement. The Company records license fees and royalty income fromPOSCO Energy as a result of manufacturing and technology transfer agreements entered into in 2007, 2009 and 2012.  The manufacturing and technology transferagreements the Company entered into with POSCO Energy collectively provide them with the rights to manufacture SureSource power plants in South Korea andexclusive rights to sell in Asia.

Under PPAs and project assets retained by the Company, revenue from the sale of electricity and other value streams are recognized as electricity is provided tocustomers.  These revenues are classified as generation revenues.

Advanced  Technologies  contracts  are  entered  into  with  both  private  industry  and  government  entities.    Revenue  from  most  government  sponsored  AdvancedTechnologies projects is recognized as direct costs are incurred plus allowable overhead less cost share requirements, if any.  Revenue from fixed price AdvancedTechnologies projects  is  recognized using percentage of completion accounting.  Advanced Technologies programs are often multi-year  projects  or structured inphases  with  subsequent  phases  dependent  on  reaching  certain  milestones  prior  to  additional  funding  being  authorized.    Government  contracts  are  typicallystructured with cost-reimbursement and/or cost-shared type contracts or cooperative agreements.  We are reimbursed for reasonable and allocable costs up to thereimbursement limits set by the contract or cooperative agreement, and on certain contracts we are reimbursed only a portion of the costs incurred. Sale-Leaseback Accounting The Company, through a wholly-owned subsidiary, has entered into sale-leaseback transactions for commissioned project assets where we have entered into a PPAwith  a  customer  who  is  both  the  site  host  and  end  user  of  the  power.    Due  to  the  Company's  continuing  involvement  with  the  project  and  the  projects  beingconsidered integral equipment, sale accounting is precluded by ASC 840-40, “Leases”.  Accordingly, the Company uses the financing method to account for thesetransactions. Under the financing method of accounting for a sale-leaseback, the Company does not recognize as income any of the sale proceeds received from the lessor thatcontractually constitutes payment to acquire the assets subject to these arrangements. Instead, the sale proceeds received are accounted for as financing obligationsand  leaseback  payments  made  by  the  Company  are  allocated  between  interest  expense  and  a  reduction  to  the  financing  obligation.  Interest  on  the  financingobligation is  calculated using the Company’s incremental  borrowing rate at  the inception of the arrangement  on the outstanding financing obligation.  While wereceive  financing  for  the  full  value  of  the  related  power  plant  asset,  we  have  not  recognized  revenue  on  the  sale-leaseback  transaction.    Instead,  revenue  isrecognized  through the  sale  of  electricity  and energy credits  which are  generated  as  energy is  produced.    The sale-leaseback  arrangements  with  PNC allow theCompany to repurchase the project assets at fair market value. Warranty and Service Expense Recognition We warranty our products for a specific period of time against manufacturing or performance defects. Our U.S. warranty is limited to a term generally 15 monthsafter shipment or 12 months after acceptance of our products.  We accrue for estimated future warranty costs based on historical experience. We also provide for aspecific accrual if  there is a known issue requiring repair during the warranty period. Estimates used to record warranty accruals are updated as we gain furtheroperating  experience.    As of  October  31,  2019 and 2018,  the  warranty  accrual,  which is  classified  as  an  Accrued liability  on the  Consolidated  Balance  Sheets,totaled $0.1 million. In  addition  to  the  standard  product  warranty,  we  have  entered  into  service  agreements  with  certain  customers  to  provide  monitoring,  maintenance  and  repairservices  for  fuel  cell  power  plants.  Under  the  terms  of  these  service  agreements,  the  power  plant  must  meet  a  minimum  operating  output  during  the  term.  Ifminimum output falls below the contract requirement, we may be subject to performance penalties or may be required to repair and/or replace the customer's fuelcell module. The Company has accrued for performance guarantees of $0.8 million and $1.1 million as of October 31, 2019 and 2018, respectively.  Refer to Note2. “Revenue Recognition” for the change in accounting effective as of November 1, 2019 relating to performance guarantees. 

104

 The Company records loss accruals for service agreements when the estimated cost of future module exchanges and maintenance and monitoring activities exceedsthe  remaining  unrecognized  contract  value.  Estimates  for  future  costs  on  service  agreements  are  determined  by  a  number  of  factors  including  the  estimatedremaining life of the module,  used replacement modules available and future operating plans for the power plant.  Our estimates are performed on a contract  bycontract basis and include cost assumptions based on what we anticipate the service requirements will be to fulfill obligations for each contract.  As of October 31,2019, our loss accruals on service agreements totaled $3.3 million compared to $0.9 million as of October 31, 2018. At the end of our service agreements, customers are expected to either renew the service agreement or based on the Company's rights to title of the module, themodule will be returned to the Company as the plant is no longer being maintained.  As of October 31, 2019, the Company had $1.0 million related to the residualvalue of replacement modules in power plants under service agreements compared to $1.2 million as of October 31, 2018.   Research and Development Costs We perform both  customer-sponsored  research  and  development  projects  based  on  contractual  agreement  with  customers  and  company-sponsored  research  anddevelopment projects. Costs incurred for customer-sponsored projects include manufacturing and engineering labor, applicable overhead expenses, materials to build and test prototypeunits and other costs associated with customer-sponsored research and development contracts. Costs incurred for customer-sponsored projects are recorded as costof Advanced Technologies contract revenues in the Consolidated Statements of Operations. Costs  incurred  for  company-sponsored  research  and  development  projects  consist  primarily  of  labor,  overhead,  materials  to  build  and  test  prototype  units  andconsulting fees. These costs are recorded as research and development expenses in the consolidated statements of operations. Concentrations We contract with a concentrated number of customers for the sale of our products, for service agreement contracts and for Advanced Technologies contracts. Forthe years ended October 31, 2019, 2018 and 2017, our top customers accounted for 80%, 86% and 79%, respectively, of our total annual consolidated revenue. The percent of consolidated revenues from each customer for the years ended October 31, 2019, 2018 and 2017, respectively, are presented below. 

  2019 2018 2017 ExxonMobil Research and Engineering Company (EMRE)     40%    6%    9%Dominion Bridgeport Fuel Cell, LLC     13%    3%    11%Connecticut Light and Power     11%    —%    —%U.S. Department of Energy (DOE)     6%    8%    9%Pfizer, Inc.     6%    4%    4%POSCO Energy     3%    5%    6%Clearway Energy (formerly NRG Yield, Inc.)     1%    15%    —%Hanyang Industrial Development Co., Ltd. (HYD)     —%    35%    40%AEP Onsite Partners, LLC     —%    10%    —%

Total     80%    86%    79% Derivatives We do not use derivatives for speculative or trading purposes. Our derivative instruments include embedded derivatives in our Series 1 Preferred Shares. Changesin fair  value are  recorded to Other  income,  net  on the Consolidated Statements  of  Operations.      Refer  to Note 15.  “Redeemable  Preferred Stock” for  additionalinformation. 

105

 The Company also has an interest  rate  swap that is adjusted  to  fair  value on a  quarterly  basis.    The  fair value adjustment  is  based on  Level  2  inputs  includingprimarily the forward LIBOR curve available to swap dealers.  The fair value methodology involves comparison of (i) the sum of the present value of all monthlyvariable rate payments based on a reset rate using the forward LIBOR curve and (ii) the sum of the present value of all monthly fixed rate payments on the notionalamount which is equivalent to the outstanding principal amount of the loan.  Refer to Note 13. “Debt” for further details. Use of Estimates The preparation of  financial  statements  and related disclosures  in conformity  with accounting principles  generally  accepted in the U.S.  requires  management  tomake estimates and assumptions that affect the reported amounts of assets, liabilities, revenues and expenses and the disclosure of contingent assets and liabilities.Estimates  are  used  in  accounting  for,  among  other  things,  revenue  recognition,  excess  and  obsolete  inventories,  product  warranty  costs,  accruals  for  serviceagreements, allowance for uncollectible receivables, depreciation and amortization, impairment of goodwill, indefinite-lived intangible assets and long-lived assets,valuation of  derivatives,  income taxes,  and contingencies.  Estimates  and assumptions  are  reviewed periodically,  and the effects  of  revisions  are  reflected  in  theconsolidated financial statements in the period they are determined to be necessary.  Due to the inherent uncertainty involved in making estimates, actual results infuture periods may differ from those estimates. Foreign Currency Translation The translation of the financial statements of FCE Korea Ltd., FCES GmbH and Versa Power Systems Ltd. results in translation gains or losses, which are recordedin accumulated other comprehensive loss within stockholders’ equity.

Our Canadian subsidiary, FCE FuelCell Energy, Ltd., is financially and operationally integrated and the functional currency is the U.S. dollar. We are also subjectto  foreign  currency  transaction  gains  and  losses  as  certain  transactions  are  denominated  in  foreign  currencies.  We  recognized  net  foreign  currency  transaction(losses)  gains  of  $(0.1)  million,  $0.3  million  and  $(0.7)  million  for  the  years  ended  October  31,  2019,  2018  and  2017,  respectively.  These  amounts  have  beenincluded in Other income, net in the Consolidated Statements of Operations. Recently Adopted Accounting Guidance In  May  2014,  the  Financial  Accounting  Standards  Board  (the  “FASB”)  issued  ASU  2014-09,  “Revenue  from  Contracts  with  Customers  (Topic  606)”.    Theadoption of Topic 606 by the Company on November 1, 2018 using the modified retrospective transition method resulted in a cumulative effect adjustment thatincreased Accumulated deficit by $6.7 million. In January 2017, the FASB issued ASU 2017-04, “Intangibles-Goodwill and Other (Topic 350): Simplifying the Test for Goodwill Impairment” which provides fora one-step quantitative impairment test, whereby a goodwill impairment loss will be measured as the excess of a reporting unit’s carrying amount over its fair value(not to exceed the total  goodwill  allocated to that reporting unit).  It  eliminates Step 2 of the current two-step goodwill  impairment test,  under which a goodwillimpairment  loss is measured by comparing the implied fair  value of a reporting unit’s goodwill  with the carrying amount of that  goodwill. The Company earlyadopted this ASU effective November 1, 2018.  The adoption of this ASU did not have an impact on the Company’s consolidated financial statements.     Recent Accounting Guidance Not Yet Effective In February 2016, the FASB issued ASU 2016-02, “Leases” that amends the accounting and disclosure requirements for leases.  The new guidance requires that alessee shall recognize a right-of-use (“ROU”) asset and a corresponding lease liability, initially measured at the present value of the lease payments, in its balancesheet.    Leases will  be classified as either finance or operating,  with classification affecting the pattern of expense recognition in the Consolidated Statements ofOperations.    The  Company  was  required  to  adopt  the  new guidance  on  November  1,  2019.    In  July  2018,  the  FASB issued  an  amendment  to  the  new leasingstandard  which provides  an  alternative  transition  method that  allows companies  to  recognize  a  cumulative  effect  adjustment  to  the  opening  balance  sheet  uponadoption.  The Company intends to elect this alternative transition method and forgo the adjustments to comparative-period financial information.

106

  The Company has both operating and capital leases (refer to Note 20. “Commitments and Contingencies”) as well as sale-leaseback transactions that are accountedfor  under  the  finance  method.    The  new  standard  provides  entities  with  several  practical  expedient  elections.    Among  them,  the  Company  intends  to  elect  thepackage of practical expedients that permits the Company to not reassess prior conclusions related to its leasing arrangements, lease classifications and initial directcosts. In addition, the Company plans to elect the practical expedients to not separate lease and non-lease components, to use hindsight in determining the leaseterms and impairment of ROU assets, and to not apply the new standard’s recognition requirements to short-term leases or use the portfolio approach to a group ofleases with similar characteristics. Upon adoption of this ASU, the Company will record ROU assets and the present value of its lease liabilities which are currentlynot  recognized  on its  Consolidated  Balance  Sheet.    The  Company is  in  the  process  of  implementing  changes  to  its  business  processes,  systems and controls  tosupport the new lease standard and its disclosure requirements. On  adoption,  the  Company  expects  to  recognize  a  lease  liability  of  approximately  $10.3  million  and  corresponding  ROU  assets  of  approximately  $10.1million.  Any cumulative effect of the adoption recorded to accumulated deficit is not expected to be significant.  The Company also does not expect there to be asignificant  net  effect  on the Consolidated Statements  of  Operations,  however,  what  was previously presented as rent  expense related to operating leases  will  berecognized as interest expense on the Company’s minimum lease obligation and depreciation of right-of-use asset. Note 2. Revenue Recognition Under Accounting Standards Codification (“ASC”) Topic 606: Revenue from Contracts with Customer, the amount of revenue recognized for any goods or servicesreflects the consideration that the Company expects to be entitled to receive in exchange for those goods and services. To achieve this core principle, the Companyapplies  the  following  five-step  approach:  (1)  identify  the  contract  with  the  customer;  (2)  identify  the  performance  obligation  in  the  contract;  (3)  determine  thetransaction price; (4) allocate the transaction price to performance obligations in the contract;  and (5) recognize revenue when or as a performance obligation issatisfied. A contract is accounted for when there has been approval and commitment from both parties, the rights of the parties are identified, payment terms are identified,the contract has commercial substance and collectability of consideration is probable. Performance obligations under a contract are identified based on the goods orservices  that  will  be  transferred  to  the  customer  that  are  both  capable  of  being  distinct  and  are  distinct  in  the  context  of  the  contract.  In  certain  instances,  theCompany has concluded distinct goods or services should be accounted for as a single performance obligation that is a series of distinct goods or services that havethe same pattern of transfer to the customer. To the extent a contract includes multiple promised goods or services, the Company must apply judgment to determinewhether the customer can benefit  from the goods or services either  on their  own or together  with other resources that  are readily available  to the customer (thegoods or services are distinct) and if the promise to transfer the goods or services to the customer is separately identifiable from other promises in the contract (thegoods or services are distinct in the context of the contract). If these criteria are not met, the promised services are accounted for as a single performance obligation.The transaction price is determined based on the consideration that the Company will be entitled to in exchange for transferring goods or services to the customer.To  the  extent  the  transaction  price  includes  variable  consideration,  the  Company  estimates  the  amount  of  variable  consideration  that  should  be  included  in  thetransaction price, generally utilizing the expected value method. Determining the transaction price requires judgment. If the contract contains a single performanceobligation,  the  entire  transaction  price  is  allocated  to  the  single  performance  obligation.  Contracts  that  contain  multiple  performance  obligations  require  anallocation of the transaction price to each performance obligation based on a relative standalone selling price basis. Standalone selling price is determined by theprice at which the performance obligation is sold separately. If the standalone selling price is not observable through past transactions, the Company estimates thestandalone  selling  price  by  taking  into  account  available  information  such  as  market  conditions  and  internally  approved  pricing  guidelines  related  to  theperformance obligations. Performance obligations are satisfied either over time or at a point in time as discussed in further detail below. In addition, the Company’scontracts with customers generally do not include significant financing components or non-cash consideration. 

107

 Revenue streams are classified as follows: 

Product. Includes the sale of completed project assets, sale and installation of fuel cell power plants including site engineering and construction services,and the sale of modules, balance of plant (“BOP”) components and spare parts to customers. Service. Includes performance under long-term service agreements for power plants owned by third parties. License and royalty. Includes license fees and royalty income from the licensure of intellectual property. Generation. Includes  the  sale  of  electricity  under  PPAs  and  utility  tariffs  from  project  assets  retained  by  the  Company.    This  also  includes  revenuereceived from the sale of other value streams from these assets including the sale of heat, steam, capacity and renewable energy credits. Advanced Technologies. Includes revenue from customer-sponsored and government-sponsored Advanced Technologies projects.

 See below for discussion of revenue recognition under Topic 606 by disaggregated revenue stream, including a comparison to revenue recognition treatment underASC 605, Revenue Recognition (“ASC 605”). Our revenue is generated from customers located throughout the U.S., Europe and Asia and from agencies of theU.S. government. Completed project assets Contracts  for  the  sale  of  completed  project  assets  includes  the  sale  of  the  project  asset,  the  assignment  of  the  service  agreement,  and  the  assignment  of  thePPA.    The  relative  stand-alone  selling  price  is  estimated  and  is  used  as  the  basis  for  allocation  of  the  contract  consideration.    Revenue  is  recognized  upon  thesatisfaction of the performance obligations, which includes the transfer of control of the project asset to the customer, which is when the contract is signed and thePPA is assigned to the customer.  See below for further discussion regarding revenue recognition for service agreements.  The revenue recognition for completedproject assets under Topic 606 is consistent with treatment under ASC 605. Contractual payments related to the sale of the project asset and assignment of the PPA are generally received up-front.  Payment terms for service agreements aregenerally ratable over the term of the agreement. Service agreements Service  agreements  represent  a  single  performance  obligation  whereby  the  Company  performs  all  required  maintenance  and  monitoring  functions,  includingreplacement  of  modules,  to  ensure  the  power  plant(s)  under  the  service  agreement  generate  a  minimum power  output.    To  the  extent  the  power  plant(s)  underservice  agreements  do  not  achieve  the  minimum  power  output,  certain  service  agreements  include  a  performance  guarantee  penalty.    Performance  guaranteepenalties  represent  variable  consideration,  which  is  estimated  for  each  service  agreement  based  on  past  experience,  using  the  expected  value  method.    The  netconsideration for each service agreement is recognized using costs incurred to date relative to total estimated costs at completion to measure progress.  Under ASC605,  revenue  for  service  agreements  was  generally  recorded  ratably  over  the  term  of  the  service  agreement,  as  the  performance  of  routine  monitoring  andmaintenance under the service agreements was expected to be incurred on a straight-line basis.  If there was an estimated module exchange during the term, thecosts of performance were not expected to be incurred on a straight-line basis, and therefore a portion of the initial contract value relating to the module exchangewas deferred and recognized upon such module replacement event.    Prior to the implementation of Topic 606, an estimate for a performance guarantee was notrecorded until a performance issue occurred at a particular power plant. At that point, the actual power plant’s output was compared against the minimum outputguarantee and an accrual was recorded. Furthermore, under ASC 605, performance guarantee accruals were recorded based on actual performance and the relatedexpense was recorded to service and license cost of revenues. The review of power plant performance was updated for each reporting period to incorporate the mostrecent performance of the power plant and minimum output guarantee payments made to customers, if applicable. 

108

 The Company reviews its cost estimates on service agreements on a quarterly basis and records any changes in estimates on a cumulative catch-up basis. Loss  accruals  for  service  agreements  are  recognized to  the  extent  that  the  estimated  remaining  costs  to  satisfy  the  performance  obligation  exceed the  estimatedremaining unrecognized net consideration.  Estimated losses are recognized in the period in which losses are identified. The Company records any amounts that are billed to customers in excess of revenue recognized as deferred revenue and revenue recognized in excess of amountsbilled to customers as unbilled receivables.  Payment terms for service agreements are generally ratable over the term of the agreement. Advanced Technologies contracts Advanced  Technologies  contracts  include  the  promise  to  perform  research  and  development  services  and  as  such  this  represents  one  performanceobligation.  Revenue from most government sponsored Advanced Technologies projects is recognized as direct costs are incurred plus allowable overhead less costshare  requirements,  if  any.    Revenue  is  only  recognized  to  the  extent  the  contracts  are  funded.    Revenue  from  fixed  price  Advanced  Technologies  projects  isrecognized using the cost to cost input method.  There was no impact of adoption of Topic 606 on revenue recognition for Advanced Technologies contracts. The Company records any amounts that are billed to customers in excess of revenue recognized as deferred revenue and revenue recognized in excess of amountsbilled to customers as unbilled receivables.  Payments are based on costs incurred for government sponsored Advanced Technologies projects and upon completionof milestones for all other projects. License agreements The  Company  entered  into  manufacturing  and  technology  transfer  agreements  with  POSCO  Energy  Co.,  Ltd.  (“POSCO  Energy”)  in  2007,  2009  and2012.  Revenue from the license fees received from POSCO Energy was previously recognized over the term of the associated agreements.  In connection with theadoption  of  Topic  606,  several  performance  obligations  were  identified  including  previously  satisfied  performance  obligations  for  the  transfer  of  licensedintellectual  property,  two  performance  obligations  for  specified  upgrades  of  the  previously  licensed  intellectual  property,  a  performance  obligation  to  deliverunspecified upgrades to the previously licensed intellectual property on a when-and-if-available basis, and a performance obligation to provide technical support forpreviously delivered intellectual property.  The performance obligations related to the specified upgrades will be satisfied and related consideration recognized asrevenue  upon  the  delivery  of  the  specified  upgrades.    The  performance  obligations  for  unspecified  upgrades  and  technical  support  are  being  recognized  on  astraight-line basis over the license term on the basis that this represents the method that best depicts the progress towards completion of the related performanceobligations.  All fixed consideration for the license agreements was previously collected. Effective  as  of  June  11,  2019,  the  Company entered  into  a  License  Agreement  (the  “EMRE License  Agreement”)  with  ExxonMobil  Research  and EngineeringCompany  (“EMRE”),  pursuant  to  which  the  Company  agreed,  subject  to  the  terms  of  the  EMRE License  Agreement,  to  grant  EMRE and  its  affiliates  a  non-exclusive,  worldwide,  fully  paid,  perpetual,  irrevocable,  non-transferrable  license  and  right  to  use  the  Company’s  patents,  data,  know-how,  improvements,equipment designs, methods, processes and the like to the extent it is useful to research, develop, and commercially exploit carbonate fuel cells in applications inwhich the fuel cells concentrate carbon dioxide from industrial and power sources and for any other purpose attendant thereto or associated therewith.  Such rightand license is  sublicensable  to third parties  performing work for  or  with EMRE or its  affiliates,  but  shall  not  otherwise be sublicensable.  Upon the payment  byEMRE to the Company of $10.0 million, which was received by the Company on June 14, 2019, EMRE and its affiliates were fully vested in the rights and licensesgranted in the EMRE License Agreement, and any further obligations under the EMRE License Agreement are considered by the Company to be minimal.  As aresult, the total contract value of $10.0 million was recorded as revenue for the year ended October 31, 2019. 

109

 Generation revenue For  project  assets  where  customers  purchase  electricity  from  the  Company  under  certain  PPAs,  the  Company  has  determined  that  these  agreements  should  beaccounted  for  as  operating  leases  pursuant  to  ASC 840,  Leases.  Revenue  is  recognized  when  electricity  has  been  delivered  based  on  the  amount  of  electricitydelivered at rates specified under the contracts, assuming all other revenue recognition criteria are met.  For PPAs that are not accounted for as leases, revenue isrecognized based on the output method as there is a directly observable output to the customer (electricity delivered to the customer and immediately consumed).The Company is entitled to be compensated for performance completed to date (electricity delivered to the customer). The cumulative effect of the changes made to the Company’s Consolidated Balance Sheets as of November 1, 2018 as a result of the adoption of Topic 606 was asfollows: 

  Adjustment Balance at   October 31, due to November 1,   2018 Topic 606 2018

ASSETS                      Unbilled receivables   $ 13,759    $ 471    $ 14,230 Other assets     13,505      (132)     13,373 

                         LIABILITIES                        Accrued liabilities   $ 7,632    $ 995    $ 8,627 Deferred revenue, current portion     11,347      (240)     11,107 Long-term deferred revenue     16,793      6,238      23,031 

                         EQUITY                        Accumulated deficit   $ (990,867)   $ (6,654)   $ (997,521) The increase in long-term deferred revenue primarily pertains to license arrangement considerations previously recognized as revenue under ASC 605 that will berecognized when the specific upgrade performance obligations are met. The following tables summarize the impacts of Topic 606 on the Company’s consolidated financial statements as of and for the year ended October 31, 2019. 

    October 31, 2019 Balances without adoption of As reported Adjustments Topic 606

ASSETS                      Unbilled receivables   $ 7,684    $ 97    $ 7,781 Other assets     9,489      (1,024)     8,465 

                         LIABILITIES                        Accrued liabilities   $ 11,452    $ (1,097)   $ 10,355 Deferred revenue     11,471      488      11,959 Long-term deferred revenue     28,705      (9,579)     19,126 

                         EQUITY                        Accumulated deficit   $ (1,075,089)   $ 9,261    $ (1,065,828)

110

      For the Year Ended October 31, 2019

Balances without adoption of As reported Adjustments Topic 606

Total revenues   $ 60,752    $ 4,085    $ 64,837 Total cost of revenues     82,021      1,478      83,499 

Gross loss     (21,269)     2,607      (18,662)Administrative and selling expenses     31,874      -      31,874 Research and development expenses     13,786      -      13,786 

Loss from operations     (66,929)     2,607      (64,322)Interest expense     (10,623)     -      (10,623)Other income, net     93      -      93 Loss before provision for income taxes     (77,459)     2,607      (74,852)Provision for income taxes     (109)     -      (109)

Net loss   $ (77,568)   $ 2,607    $ (74,961) For the year ended October 31, 2019, the only adjustment to comprehensive loss when comparing the balances with Topic 606 and the balances without Topic 606included the adjustment to net loss. For the year ended October 31, 2019, the impact of adoption of Topic 606 on the Consolidated Statement of Cash Flows included an adjustment to net loss of $2.6million and adjustments to changes in operating assets and liabilities consistent with the impact of adoption of Topic 606 on the October 31, 2019 ConsolidatedBalance Sheet as reflected above. Contract Balances Contract assets as of October 31, 2019 and October 31, 2018 were $11.3 million and $23.1 million, respectively. The contract assets relate to the Company’s rightsto consideration for work completed but not billed. These amounts are included on a separate line item as Unbilled receivables and balances expected to be billedlater  than one year  from the balance sheet  date are included within Other assets  on the accompanying Consolidated Balance Sheets.  The net  change in contractassets represent amounts recorded as revenue offset by customer billings. For the year ended October 31, 2019, a total of $6.6 million was transferred to accountsreceivable  from  contract  assets  recognized  at  the  beginning  of  the  period  and  an  additional  adjustment  was  made  to  reduce  contract  assets  as  a  result  of  theacquisition of the Bridgeport Fuel Cell Project (refer to Note 3. “Acquisition” for additional information). Contract liabilities as of October 31, 2019 and October 31, 2018 were $40.2 million and $28.1 million, respectively. The contract liabilities relate to the advancebillings to customers for services that will be recognized over time and in some instances for deferred revenue relating to the license performance obligations thatwill  be  recognized  at  a  future  point  in  time.  These  amounts  are  included  within  Deferred  revenue  and  Long-term  deferred  revenue  on  the  accompanyingConsolidated Balance Sheets. The net change in contract liabilities represents customer billing offset by revenue recorded. Remaining Performance Obligations Remaining performance obligations are the aggregate amount of total contract transaction price that is unsatisfied or partially unsatisfied. As of October 31, 2019,the Company’s total  remaining performance obligations for service agreements,  license agreements,  and Advanced Technologies contracts  were $204.3 million.License revenue recognized over time will be recognized over the remaining term of the applicable license agreement.  License revenue recognized at a point intime will be recognized when the first specified upgrade that has been developed is delivered and when the second specified upgrade is developed and delivered.Service revenue in periods in which there are no module replacements is expected to be relatively consistent from period to period, whereas module replacementswill result in an increase in revenue when replacements occur. Advanced technologies revenue will be recognized as cost are incurred. 

111

 The Company has elected practical  expedients in the accounting guidance that  allow for  revenue to be recorded in  the amount  that  the Company has a  right  toinvoice,  if  that  amount  corresponds  directly  with  the  value  to  the  customer  of  the  Company's  performance  to  date,  and  not  to  disclose  related  unsatisfiedperformance obligations. Generation sales, to the extent the related power purchase agreements are within the scope of Topic 606, fall into this category, as thesesales are recognized as revenue in the period the Company provides the electricity and completes the performance obligation, which is the same as the monthlyamount billed to customers. Note 3. Acquisition On October 31,  2018,  FuelCell  Energy Finance,  LLC (“FuelCell  Finance”)  entered into a membership interest  purchase agreement  (the “Purchase Agreement”)with  Dominion  Generation,  Inc.,  amended  on  January  15,  2019  and  May  9,  2019,  pursuant  to  which  FuelCell  Finance  purchased  (on  May  9,  2019)  all  of  theoutstanding membership interests in Dominion Bridgeport Fuel Cell, LLC (which is now known as Bridgeport Fuel Cell, LLC) (“BFC”). BFC owns a 14.9 MWfuel cell park in Bridgeport, Connecticut (the “Bridgeport Fuel Cell Project”), which the Company originally developed and constructed and has been operating forDominion Generation, Inc. under a service agreement since December 2013. On  May  9,  2019,  FuelCell  Finance  closed  on  the  purchase  of  BFC  for  a  total  cash  purchase  price  of  $35.5  million,  subject  to  a  dollar-for-dollar  post-closingadjustment  to  the  extent  that  the  closing  working capital  was  greater  or  less  than  $1.0  million  (the  “BFC Purchase  Price”).    The  Company recorded  a  workingcapital  adjustment of $0.6 million,  which has been included in the BFC Purchase Price.  Certain balance sheet accounts as of the transaction date,  May 9, 2019,relating to the Bridgeport Fuel Cell Project service agreement (accounts receivable of $2.7 million, unbilled receivables of $15.3 million and accrued performanceguarantees of $1.3 million) were settled in connection with the acquisition and accordingly were included in the consideration for the acquisition.

The acquisition  was  funded by loans  from Fifth  Third  Bank,  Liberty  Bank and Connecticut  Green Bank (refer  to  Note  13.  “Debt”  for  more  information).    Thebalance of the financing for the acquisition was funded by the $15 million of restricted cash on hand that was tied to the Bridgeport Fuel Cell Project and releasedat closing.

ASC Topic 805, “Business Combinations” states that a business is an integrated set of activities and assets that is capable of being conducted and managed for thepurpose of providing a return in the form of dividends, lower costs, or other economic benefits directly to investors or other owners, members, or participants.  Asthe acquisition did not meet the definition of a business combination under ASC 805, the Company accounted for the transaction as an asset acquisition. In an assetacquisition, goodwill is not recognized, but rather any excess consideration transferred over the fair value of the net assets acquired is allocated on a relative fairvalue  basis  to  the  identifiable  net  assets.  The  Company  determined  the  estimated  fair  values  of  net  assets  acquired  using  Level  3  inputs  after  review  andconsideration  of  relevant  information,  including discounted  cash flows,  quoted market  prices  and estimates  made by management.  The acquisition  of  BFC alsoincluded a PPA with Connecticut Light and Power that has favorable terms relative to market, a land lease with the City of Bridgeport, and working capital.  A pre-existing service agreement was determined to be priced similar to current market rates and no gain or loss was recorded.  A total of $38.8 million of considerationwas allocated to the fuel cell power plants installation which is recorded in Project Assets, a total of $12.3 million of consideration was allocated to the PPA whichis recorded as an intangible asset, and the remaining consideration was allocated to the acquired working capital.  The project asset and PPA intangible asset will bedepreciated and amortized over their respective useful lives.  Additionally, the land lease with the City of Bridgeport was not assigned any consideration due to itsinsignificant value.

The major depreciable assets of the Bridgeport Fuel Cell Project are the fuel cell modules, which will be depreciated over their estimated remaining useful lives ofapproximately  one  to  seven  years,  and  balance  of  plant  assets,  which  will  be  depreciated  over  their  estimated  remaining  useful  lives  of  approximately  15years.   The intangible asset is being amortized over its remaining useful life of approximately 10 years.

112

 Note 4. Restructuring and Impairment Fiscal Year 2019 On April  12,  2019, the Company undertook a reorganization,  which included a reduction in force of 135 employees,  which represented 30% of the Company’sglobal  workforce.  The workforce was reduced at  the North American production facility  in Torrington,  Connecticut,  as well  as at  corporate offices in Danbury,Connecticut and at remote locations.  There was no restructuring expense recorded because no severance was provided in connection with the reduction in force.

In connection with the reorganization, the Company also reviewed certain construction in process projects and identified a construction in process asset related toautomation equipment for use in manufacturing which has been determined to be impaired due to uncertainty as to whether the asset will be completed as a resultof the Company’s liquidity position and continued low level of production rates.    The Company recorded a charge of $2.8 million which is included in Cost ofproduct sales on the Consolidated Statements of Operations for the year ended October 31, 2019.

Fiscal Year 2018

There were no restructuring activities during the fiscal year ended October 31, 2018.

Fiscal Year 2017

On November 30, 2016, a business restructuring was announced to reduce costs and align production levels with then current levels of demand in a manner thatwas consistent with the Company’s long-term strategic plan.

The workforce was reduced at both the North American production facility in Torrington, Connecticut, as well as at the corporate offices in Danbury, Connecticutand remote locations. A total of 96 positions, or approximately 17% of the Company’s global workforce, were eliminated.  The production rate was reduced to 25MW annually,  from  the  prior  rate  of  50  MW annually,  in  order  to  position  for  delays  in  anticipated  order  flow.    Restructuring  expense  relating  to  eliminatedpositions of $1.4 million was recorded and paid for in the year ended October 31, 2017, which has been presented under a separate caption in the ConsolidatedStatements of Operations. Note 5. Accounts Receivable, Net and Unbilled Receivables Accounts receivable, net and unbilled receivables as of October 31, 2019 and 2018 consisted of the following (in thousands): 

  2019 2018 Commercial customers:                

Amount billed   $ 2,227    $ 7,415 Unbilled receivables (1)     6,139      10,632 

      8,366      18,047                  Advanced Technologies (including U.S. Government(2)):                

Amount billed     1,065      1,865 Unbilled receivables     1,545      3,127 

      2,610      4,992 Accounts receivable, net and unbilled receivables   $ 10,976    $ 23,039

 

 (1) Additional  long-term  unbilled  receivables  of  $3.6  million  and  $9.4  million  are  included  within  “Other  Assets”  as  of  October  31,  2019  and  2018,

respectively.  The  balance  decreased  because  amounts  previously  recorded  in  connection  with  the  Bridgeport  Fuel  Cell  Project  service  agreement  weresettled in connection with the acquisition of the Bridgeport Fuel Cell Project. 

(2) Total  U.S.  government  accounts  receivable,  including  unbilled  receivables,  outstanding  as  of  October  31,  2019  and  2018  were  $1.2  million  and  $2.3million, respectively.

 

113

 We bill customers for power plant and power plant component sales based on certain contractual milestones being reached.  We bill service agreements based onthe contract price and billing terms of the contracts. Generally, our Advanced Technologies contracts are billed based on actual revenues recorded, typically in thesubsequent month.   Some Advanced Technologies contracts are billed based on contractual  milestones or costs incurred.   Unbilled receivables relate to revenuerecognized on customer contracts that have not been billed.   Accounts receivable are presented net of an allowance for doubtful accounts of $0.2 million as of October 31, 2018.  The Company had no allowance for doubtfulaccounts as of October 31, 2019.  Uncollectible accounts receivables are charged against the allowance for doubtful accounts when all collection efforts have failedand it is deemed unlikely that the amount will be recovered. Note 6. Inventories Inventories as of October 31, 2019 and 2018 consisted of the following (in thousands): 

  2019 2018 Raw materials   $ 25,466    $ 24,467 Work-in-process (1)     31,228      29,108 

Inventories   $ 56,694    $ 53,575 

 (1) Work-in-process includes the standard components of inventory used to build the typical modules or module components that are intended to be used in

future project asset construction, in future power plant orders or for use under our service agreements.  Included in Work-in-process as of October 31, 2019and 2018 is $23.5 million and $19.0 million, respectively, of completed standard components. 

Additional long-term inventory of $2.2 million as of October 31, 2019 includes a module that is contractually required to be segregated for use as a replacement atthe Bridgeport Fuel Cell Project which is expected to be utilized beyond 12 months from October 31, 2019.  There was no long-term inventory as of October 31,2018. Raw materials consist mainly of various nickel powders and steels, various other components used in producing cell stacks and purchased components for balanceof plant.  Work-in-process inventory is comprised of material, labor, and overhead costs incurred to build fuel cell stacks and modules, which are subcomponents ofa power plant.

The  Company incurred  excess  plant  capacity  and  manufacturing  variances  of  $14.5  million  and  $11.2  million  for  the  years  ended  October  31,  2019 and  2018,respectively, which were included within product cost of revenues on the consolidated statements of operations. Note 7. Project Assets Project assets as of October 31, 2019 and 2018 were $144.1 million and $99.6 million, respectively.  As of October 31, 2019, the gross project asset values were$160.0 million and $107.7 million, respectively, and the project asset accumulated depreciation was $15.9 million and $8.1 million, respectively.  The estimateduseful lives of these project assets are 20 years for balance of plant and site construction, and 5 to 7 years for modules.  The Bridgeport Fuel Cell Project is beingdepreciated based on similar useful lives adjusted for time elapsed prior to the acquisition.  Project assets as of October 31, 2019 and 2018 included six and five,respectively, completed, commissioned installations generating power with respect to which the Company has a PPA with the end-user of power and site host withan aggregate  value  of  $59.2  million  and $28.6  million  as  of  October  31,  2019 and 2018,  respectively.    Certain  of  these  assets  are  the  subject  of  sale-leasebackarrangements  with  PNC,  which  are  accounted  for  using  the  financing  method.    The  increase  in  project  assets  is  primarily  a  result  of  the  acquisition  of  theBridgeport Fuel Cell Project.   Project assets as of October 31, 2019 and 2018 also includes installations with carrying values of $84.9 million and $71.0 million, respectively, which are beingdeveloped and constructed by the Company under existing PPAs and have not been placed in service. During the year ended October 31, 2019, the Company recorded project asset impairment charges for (i) the Triangle Street Project and (ii) the Bolthouse FarmsProject, which are further described as follows:

 

  i. Impairment charge for the Triangle Street Project:  In the fourth quarter of fiscal 2019, management determined that it will not be able to secure aPPA with terms acceptable to the Company for the Triangle

114

   Street Project. Therefore, it is management’s current intention to operate the project under a merchant model for the next 5 years. The project will

sell power through the Connecticut grid under wholesale tariff rates and Renewable Energy Credits (RECs) to market participants.  As a result ofmanagement’s decision to operate the project in this manner, an impairment charge of $14.4 million was recorded in the fourth quarter of fiscal2019. The amount of the impairment charge was determined by comparing the estimated discounted cash flows of the project and the expectedresidual value of the project to its carrying value.  Management expects to continue to pursue economic enhancements for this project, but cannotcurrently assess the probability of closing on a revenue contract for the power above wholesale market rates.

 

  ii. Impairment charge for the Bolthouse Farms Project:    An impairment charge for the Bolthouse Farms Project was recorded as management hasdecided to pursue termination of the PPA given recent regulatory changes impacting the future cost profile for the Company and Bolthouse Farms.Since  it  is  considered  probable  that  the  PPA will  be  terminated,  a  $3.1  million  impairment  charge  was  recorded,  which  reflects  the  differencebetween the carrying value of  the asset  and the value of  the components  that  are  expected to be redeployed to other  projects.  This  project  wasremoved from the Company’s backlog as of October 31, 2019.

 The Company recorded a $0.5 million impairment of a project asset during the year ended October 31, 2018 due to the termination of a project.  The impairmentsfor both years were recorded as “Cost of generation revenues” in the Consolidation Statements of Operations. Depreciation expense for project assets was $6.8 million, $4.1 million and $4.1 million for the years ended October 31, 2019, 2018 and 2017, respectively. Project  construction  costs  incurred  for  long-term project  assets  are  reported  as  investing  activities  in  the  Consolidated  Statements  of  Cash Flows.  The proceedsreceived from the sale and subsequent leaseback of project assets are classified as “Cash flows from financing activities” within the Consolidated Statements ofCash Flows and are classified as a financing obligation within “Current portion of long-term debt” and “Long-term debt and other liabilities” on the ConsolidatedBalance Sheets (refer to Note 13. “Debt” for more information). Note 8. Property, Plant and Equipment Property, plant and equipment as of October 31, 2019 and 2018 consisted of the following (in thousands): 

  2019 2018 EstimatedUseful Life

Land   $ 524    $ 524      — Building and improvements     20,395      19,674    10-26 years Machinery, equipment and software     106,726      93,356    3-8 years Furniture and fixtures     4,255      3,958    10 years Construction in progress     1,144      17,711      —       133,044      135,223        

Accumulated depreciation     (91,910)     (87,019)       Property, plant and equipment, net   $ 41,134    $ 48,204       

 

  

During the year ended October 31, 2019, the Company recorded a $2.8 million impairment of construction in process assets related to automation equipment due touncertainty of completion.  There were no impairments of property, plant and equipment for the years ended October 31, 2018 and 2017. Depreciation expense for  property,  plant  and equipment  was $4.9 million,  $4.6 million and $4.4 million for  the  years  ended October  31,  2019,  2018 and 2017,respectively. Note 9. Goodwill and Intangible Assets As  of  October  31,  2019  and  2018,  the  Company  had  goodwill  of  $4.1  million  and  intangible  assets  of  $21.3  million  and  $9.6  million,  respectively,  that  wererecorded in connection with the 2012 Versa acquisition and the 2019

115

 Bridgeport Fuel Cell Project acquisition. The Versa intangible asset represents indefinite-lived IPR&D for cumulative research and development efforts associatedwith the development  of  solid oxide fuel  cells  stationary power generation.  The Company recorded $12.3 million as an intangible  asset  during fiscal  year  2019which is for the consideration from the Bridgeport  acquisition which was allocated to the PPA (refer  to Note 3. “Acquisition” for  additional  information).    Thebalance for the Bridgeport related intangible asset was $11.7 million as of October 31, 2019 and amortization recorded since the acquisition date of May 9, 2019was $0.6 million. The Company completed its annual impairment analysis of goodwill and IPR&D assets as of July 31, 2019.  The Company performed a qualitative analysis forfiscal years 2019, 2018 and 2017 and determined that there was no impairment of the goodwill or the indefinite-lived intangible asset. Note 10. Other Current Assets Other current assets as of October 31, 2019 and 2018 consisted of the following (in thousands): 

  2019 2018 Advance payments to vendors (1)   $ 1,899    $ 2,696 Deferred finance costs (2)     -      97 Prepaid expenses and other (3)     4,022      5,799 

Other current assets   $ 5,921    $ 8,592 

 (1) Advance payments to vendors relate to payments for inventory purchases ahead of receipt.(2) Represents the direct deferred finance costs that relate primarily to securing a $40.0 million credit facility with NRG, which was being amortized over the

five-year life of the facility.  The facility was terminated during fiscal year 2019.(3) Primarily relates to other prepaid vendor expenses including insurance, rent and lease payments. Note 11. Other Assets Other assets as of October 31, 2019 and 2018 consisted of the following (in thousands): 

  2019 2018 Long-term stack residual value (1)   $ 987    $ 1,206 Long-term unbilled receivables (2)     3,588      9,385 Other (3)     4,914      2,914 

Other assets   $ 9,489    $ 13,505 

 (1) Relates to estimated residual  value for module exchanges performed under the Company’s service agreements where the useful life extends beyond the

contractual term of the service agreement and the Company obtains title for the module from the customer upon expiration or non-renewal of the serviceagreement.  If the Company does not obtain rights to title from the customer, the full cost of the module is expensed at the time of the module exchange.

(2) Represents unbilled receivables that relate to revenue recognized on customer contracts that will be billed in future periods in excess of 12 months from thebalance sheet date.

(3) The Company entered into an agreement with one of its customers on June 29, 2016 which includes payments for the purchase of the customer’s powerplants at the end of the term of the agreement.  The fee is payable in installments over the term of the agreement and the total paid as of October 31, 2019and 2018 was $2.3 million and $2.0 million, respectively.  Also included within “Other” are long-term security deposits and prepaid withholding taxes ondeferred revenue as of October 31, 2019.

 

116

 Note 12. Accrued Liabilities Accrued liabilities as of October 31, 2019 and 2018 consisted of the following (in thousands): 

  2019 2018 Accrued payroll and employee benefits   $ 2,282    $ 2,550 Accrued product warranty costs (1)     144      147 Accrued service agreement and PPA costs (2)     4,047      2,029 Accrued legal, taxes, professional and other     4,979      2,906 

Accrued liabilities   $ 11,452    $ 7,632 

 (1) Activity  in  the  accrued  product  warranty  costs  for  the  years  ended  October  31,  2019  and  2018  included  additions  for  estimates  of  future  warranty

obligations  of  $0.1  million  and  $0.4  million,  respectively,  on  contracts  in  the  warranty  period  and  reductions  related  to  actual  warranty  spend  of  $0.1million and $0.6 million, respectively, as contracts progress through the warranty period or are beyond the warranty period.

(2) The loss accruals on service contracts were $0.9 million as of October 31, 2018, which increased to $3.3 million as of October 31, 2019.  The increase is aresult of the adoption of Topic 606 and an increase in the estimate for future module cost exchanges. The accruals for performance guarantees on serviceagreements  and  PPAs decreased  from $1.1  million  as  of  October  31,  2018  to  $0.8  million  as  of  October  31,  2019  as  a  result  of  the  acquisition  of  theBridgeport  Fuel  Cell  Project  as  amounts  previously  recorded  in  connection  with  the  Bridgeport  Fuel  Cell  Project  service  agreement  were  settled  inconnection with the acquisition of the Bridgeport Fuel Cell Project on May 9, 2019. 

Note 13. Debt Debt as of October 31, 2019 and 2018 consisted of the following (in thousands): 

  2019 2018 Connecticut Development Authority Note   $ -    $ 284 Orion Energy Partners Credit Facility     14,500      - Connecticut Green Bank Loan     7,555      6,052 Liberty Bank Term Loan Agreement (BFC Loan)     11,632      - Fifth Third Bank Term Loan Agreement (BFC Loan)     11,632      - Finance obligations for sale-leaseback transactions     45,219      46,062 State of Connecticut Loan     10,000      10,000 Hercules Loan and Security Agreement     -      25,343 New Britain Renewable Energy Term Loan     497      1,107 Enhanced Capital Loan and Security Agreement     1,500      - Fifth Third Bank Construction Loan Agreement     11,072      - Capitalized lease obligations     141      341 Deferred finance costs     (3,180)     (1,311)Unamortized debt discount     (4,251)     - 

Total debt   $ 106,317    $ 87,878 Current portion of long-term debt     (21,916)     (17,596)

Long-term debt   $ 84,401    $ 70,282 

 

117

 Aggregate  annual  principal  payments  under  our  loan  agreements  and  capital  lease  obligations  for  the  years  subsequent  to  October  31,  2019  are  as  follows  (inthousands): Year 1   $ 20,974 Year 2     10,586 Year 3     11,410 Year 4     10,417 Year 5     10,736 Thereafter (1)     21,917     $ 86,040

 

 (1) The annual principal payments included above only include sale-leaseback payments whereas the difference between debt outstanding as of October 31,

2019 and the annual principal payments represent accreted interest and amounts included in the finance obligation that exceed required principal payments.

Connecticut Development Authority Note

The  Company  had  a  loan  agreement  with  the  Connecticut  Development  Authority  that  was  used  to  finance  equipment  purchases  associated  with  our  priormanufacturing capacity expansion.  The interest  rate was 5.0% per annum and the loan was collateralized by the assets  procured under this  loan as well  as $4.0million of additional machinery and equipment. The original repayment terms required monthly interest and principal payments through May 2018.  However, therepayment terms for the loan agreement with the Connecticut Development Authority were modified in April 2018, such that the remaining balance and interestwas paid on a monthly basis through December 2018 and the loan was extinguished.

Orion Energy Partners Investment Agent, LLC Credit Agreement

On October 31, 2019, the Company and certain of its subsidiaries as guarantors entered into a Credit Agreement (the “Orion Credit Agreement”) with Orion EnergyPartners Investment Agent, LLC, as Administrative Agent and Collateral Agent (the “Agent”), and certain lenders affiliated with the Agent for a $200.0 millionsenior secured credit facility (the “Orion Facility”), structured as a delayed draw term loan, to be provided by the lenders subject to certain lender approvals.  Eachlender will fund its commitments on each funding date in an amount equal to the principal amount of the loans to be funded by such lender on such date, less 2.50%of the aggregate principal amount of the loans funded by such lender on such date (the “Loan Discount).

In  conjunction  with  the  closing  of  the  Orion  Facility,  on  October  31,  2019,  the  Company  drew down $14.5  million  (the  “Initial  Funding”)  and  received  $14.1million,  after  taking  into  account  a  discount  of  $0.4  million  as  described  above,  to  fully  repay  debt  outstanding  to  NRG Energy,  Inc.  (“NRG”)  and  GenerateLending, LLC (“Generate”) and to fund dividends paid to the holders of our Series B Preferred Stock (as defined elsewhere herein) on or before November 15,2019.  The balance of the Initial Funding was used primarily to pay third party costs and expenses associated with closing of the Orion Facility.  In connection withthe closing of the Orion Facility and the Initial Funding, on October 31, 2019, the Company issued to the lenders warrants to purchase up to 6.0 million shares ofthe Company’s common stock (the “Initial Funding Warrants”) and made a commitment to issue warrants to purchase up to an additional 14.0 million shares of theCompany’s  common  stock  (the  “Second  Funding  Warrants”)  upon  closing  of  the  Second  Funding  under  the  Orion  Facility,  which  occurred  on  November  22,2019.  

Subsequent to October 31, 2019, a second draw (the “Second Funding”) of $65.5 million, funded by Orion Energy Credit Opportunities Fund II, L.P., Orion EnergyCredit Opportunities Fund II GPFA, L.P., Orion Energy Credit Opportunities Fund II PV, L.P., and Orion Energy Credit Opportunities FuelCell Co-Invest, L.P.,was made on November 22, 2019 to fully repay outstanding third party debt of the Company with respect to the outstanding construction loan to Fifth Third Bankon the Groton Project and the outstanding loan to Webster Bank on the CCSU Project as well as to fund remaining going forward construction costs and anticipatedcapital expenditures relating to the Groton Project (a 7.4 MW project), the LIPA Yaphank Solid Waste Management Project (a 7.4 MW project), and the TulareBioMAT Project (a 2.8 MW project).  The Company received $63.9 million after taking into account a loan discount of $1.6 million as described above.  Also inconjunction  with  the  Second  Funding,  the  Company  issued  to  the  Second  Funding  lenders  warrants  to  purchase  up  to  a  total  of  14.0  million  shares  of  theCompany’s common stock, with an initial exercise price with respect to 8.0 million of such shares of $0.242 per share and with an initial exercise price with respectto 6.0 million of such shares of $0.620 per share (the “Second Funding Warrants”).

118

 

The Company may draw the remainder  of  the  Orion Facility,  $120.0  million,  over  the  first  18 months  following the  Initial  Funding and subject  to  the  Agent’sapproval  to  fund:  (i)  construction  costs,  inventory  and  other  capital  expenditures  of    additional  fuel  cell  projects  with  contracted  cash  flows  (under  PPAs  withcreditworthy counterparties) that meet or exceed a mutually agreed coverage ratio; and (ii) inventory, working capital, and other costs that may be required to bedelivered by the Company on purchase orders, service agreements, or other binding customer agreements with creditworthy counterparties.

Under the Orion Credit Agreement, cash interest of 9.9% per annum will be paid quarterly. In addition to the cash interest, “PIK” interest of 2.05% per annum willaccrue which will be added to the outstanding principal balance of the Orion Facility but will be paid quarterly in cash to the extent of available cash after paymentof the Company’s operating expenses and the funding of certain reserves for the payment of outstanding indebtedness to the State of Connecticut and ConnecticutGreen Bank.  The Orion Credit Agreement contains representations, warranties and other covenants.

Outstanding principal on the Orion Facility will be amortized on a straight-line basis over a seven year term in quarterly payments  beginning one year after theInitial Funding; provided that, if the Company does not have sufficient cash on hand to make any required quarterly amortization payments, such amounts shall bedeferred and payable at such time as sufficient cash is available to make such payments subject to all outstanding principal being due and payable on the maturitydate, which is the date that is eight years after the closing date or October 31, 2027.

The Orion Credit Agreement includes mandatory prepayment requirements and a prepayment premium of up to 30% of the amount being prepaid in the event thatcertain triggering events occur, including events of loss (destruction of or damage to any property of a loan party) where the proceeds received from such events ofloss are not applied to the repair or restoration of the affected property, the sale, transfer or other disposition of project assets funded by the Orion Facility, if theproceeds  from  such  disposition  are  not  reinvested  in  substantially  similar  assets  that  are  useful  and  necessary  for  the  business  (as  defined  in  the  Orion  CreditAgreement)  pursuant  to  a  transaction  permitted  under  the  Orion  Credit  Agreement  within  a  certain  period  of  time,  the  incurrence  of  debt  other  than  permittedindebtedness (as defined in the Orion Credit Agreement) and certain events of default (as defined in the Orion Credit Agreement), and also includes a post-defaultrate increase feature in the event certain events of default occur (in each case as defined in the Orion Credit Agreement.  The Company assessed these mandatoryprepayment and post-default rate features and determined that while they represent embedded derivatives and are required to be bifurcated and separately valued,the probability of occurrence for events that would trigger these features was determined to be sufficiently low such that no value was assigned to these features asof October 31, 2019.

Issuance  of  the  Initial  Funding  Warrants  and  recognition  of  the  Second  Funding  Warrants  resulted  in  $3.9  million  being  recorded  as  a  liability  with  the  offsetrecorded  as  a  debt  discount.  Refer  to  Note  14.  “Stockholders’  Equity  and  Warrant  Liabilities”  for  additional  information  on  the  Initial  Funding  Warrants  andSecond Funding Warrants including the accounting and terms.

In  connection  with  the  Company’s  providing  collateral  to  the  Agent  for  the  Orion  Facility,  the  Company  granted  security  interests  to  the  Agent  in  all  of  theCompany’s bank accounts subject to deposit account security agreements, other than certain bank accounts referred to as “Excluded Accounts” and bank accountsmaintained for Excluded Assets (as defined in the Orion Credit Agreement).  Certain bank accounts have been established pursuant to the terms and conditions ofthe Orion Credit Agreement, for which security interests have been granted to the Agent, including general corporate accounts, accounts for each of the CoveredProjects  (as  defined in the Orion Credit  Agreement),  a  Project  Proceeds Account  (for  the proceeds of  Permitted Project  Dispositions/Refinancings),  a  BorrowerWaterfall Account (into which net operating cash flow of the Company after payment of operating expenses will be deposited for the payment of debt service to theAgent),  a  Debt  Reserve  Account  (to  fund  a  reserve  for  required  debt  service  payments  to  the  State  of  Connecticut  and  Connecticut  Green  Bank),  a  PreferredReserve  Account  (to  fund  a  reserve  for  required  dividends  on  the  Company’s  Series  B  Preferred  Stock  and  the  Series  1  Preferred  Shares  (or,  in  lieu  of  suchdividends, the amount required to redeem shares of Series 1 Preferred Stock in an amount equal to the amount of dividends that would otherwise have been paid inrespect  thereof)),  a  Module  Replacement  Reserve  Account  (to  fund  a  reserve  intended  to  be  for  the  cost  of  module  replacements  for  projects  owned  by  theCompany that  would  occur  during  the  outstanding  term of  the  Orion Facility)  and certain  other  accounts.      Excluded Accounts  consist  of  bank accounts  of  theCompany used to  collateralize  performance  bonds  and other  sureties  for  projects  and third  party  obligations  and certain  other  certain  operating  accounts  of  theCompany (i.e., payroll, benefits, sales and income tax withholding and related accounts).

119

 

Connecticut Green Bank Loans As  of  October  31,  2018,  the  Company  had  a  long-term  loan  agreement  with  the  Connecticut  Green  Bank  for  a  loan  totaling  $5.9  million  in  support  of  theBridgeport Fuel Cell Project. During the year ended October 31, 2019, this loan was partially repaid with a new project level loan from Connecticut Green Bank (asdiscussed below) in connection with the Company’s acquisition of all of the membership interests in BFC.  The balance under the long-term loan agreement as ofOctober 31, 2019 was $1.8 million.  Subsequent to October 31, 2019, the long-term loan agreement was amended and the Connecticut Green Bank provided theCompany with an additional loan in the aggregate principal amount of $3.0 million.  See Note 23. “Subsequent Events” for additional information regarding theamendment to the loan agreement and the additional loan. On  May  9,  2019,  in  connection  with  the  closing  of  the  purchase  of  BFC,  BFC entered  into  a  subordinated  credit  agreement  with  the  Connecticut  Green  Bankwhereby  Connecticut  Green  Bank  provided  financing  in  the  amount  of  $6.0  million  (the  “Subordinated  Credit  Agreement”).    As  security  for  the  SubordinatedCredit Agreement, Connecticut Green Bank received a perfected lien, subordinated and second in priority to the liens securing the $25.0 million loaned under theBFC  Credit  Agreement  (as  defined  below),  in  all  of  the  same  collateral  securing  the  BFC  Credit  Agreement.  The  interest  rate  under  the  Subordinated  CreditAgreement is 8% per annum.  The debt service coverage ratio required to be maintained under the Subordinated Credit Agreement may not be less than 1.10 as ofthe end of each fiscal quarter, beginning with the quarter ended July 31, 2020. The term of the Subordinated Credit Agreement expires 7 years from the date of theadvance of the loan.   Principal  and interest  are due monthly in amounts sufficient to fully amortize the loan over an 84 month period ending in May 2026. TheSubordinated Credit Agreement contains representations, warranties and other covenants.  The balance under the Subordinated Credit Agreement as of October 31,2019 was $5.8 million.

BFC Loans

On May  9,  2019,  in  connection  with  the  purchase  of  the  membership  interests  of  BFC,  FuelCell  Finance  (a  subsidiary  of  the  Company)  entered  into  a  CreditAgreement  with  Liberty  Bank,  as  administrative  agent  and  co-lead  arranger,  and  Fifth  Third  Bank  as  co-lead  arranger  and  swap  hedger  (the  “BFC  CreditAgreement”),  whereby  (i)  Fifth  Third  Bank provided  financing  to  BFC in  the  amount  of  $12.5  million  towards  the  BFC Purchase  Price;  and  (ii)  Liberty  Bankprovided financing to BFC in the amount of $12.5 million towards the BFC Purchase Price. As security for the BFC Credit  Agreement,  Liberty Bank and FifthThird Bank were granted a first priority lien in (i) all assets of BFC, including BFC’s cash accounts, fuel cells, and all other personal property, as well as third partycontracts including the Energy Purchase Agreement between BFC and Connecticut Light and Power Company dated July 10, 2009, as amended; (ii) certain fuelcell  modules  that  are  intended to be used to replace the Bridgeport  Fuel  Cell  Project’s  fuel  cell  modules as part  of  routine operation and maintenance;  and (iii)FuelCell Finance’s ownership interest in BFC.  The maturity date under the BFC Credit Agreement is May 9, 2025.  Monthly principal and interest are to be paid inarrears in an amount sufficient to fully amortize the term loan over a 72 month period.  BFC has the right to make additional principal payments or pay the balancedue under the BFC Credit Agreement in full provided that it pays any associated breakage fees with regard to the interest rate swap agreements fixing the interestrate. The interest rate under the BFC Credit Agreement fluctuates monthly at the 30-day LIBOR rate plus 275 basis points on an initial total notional value of $25.0million, reduced for principal payments.

An interest rate swap agreement was required to be entered into with Fifth Third Bank in connection with the BFC Credit Agreement to protect against movementsin the floating LIBOR index. Accordingly, on May 16, 2019, an interest rate swap agreement (the “Swap Agreement”) was entered into with Fifth Third Bank inconnection with the BFC Credit Agreement for the term of the loan.  The net interest rate across the BFC Credit Agreement and the swap transaction results in afixed  rate  of  5.09%.    The  interest  rate  swap  will  be  adjusted  to  fair  value  on  a  quarterly  basis.    The  estimated  fair  value  is  based  on  Level  2  inputs  includingprimarily the forward LIBOR curve available to swap dealers.  The valuation methodology involves comparison of (i) the sum of the present value of all monthlyvariable rate payments based on a reset rate using the forward LIBOR curve and (ii) the sum of the present value of all monthly fixed rate payments on the notionalamount which is equivalent to the outstanding principal amount of the loan.  The fair value adjustments for the fiscal year ended October 31, 2019 resulted in $0.6million of charges.

120

 

The BFC Credit Agreement requires BFC to maintain a debt service reserve at each of Liberty Bank and Fifth Third Bank of $1.25 million, which debt servicereserves were funded on May 10, 2019, to be held in deposit accounts at each respective bank, with funds to be disbursed with the consent of or at the request of therequired lenders in their sole discretion. Each of Liberty Bank and Fifth Third Bank also has an operation and module replacement reserve (“O&M Reserve”) of$250,000,  both  of  which  were  funded  at  closing  of  the  BFC Credit  Agreement,  to  be  held  in  deposit  accounts  at  each  respective  bank,  and  thereafter  BFC isrequired to deposit $100,000 per month into each O&M Reserve for the first five years of the BFC Credit Agreement, with such funds to be released at the solediscretion of Liberty Bank and Fifth Third Bank, as applicable. BFC is also required to maintain excess cash flow reserve accounts at each of Liberty Bank andFifth Third Bank and to evenly split and deposit the excess cash flows from the Bridgeport Fuel Cell Project into these accounts. Excess cash flow consists of cashgenerated by BFC from the Bridgeport Fuel Cell Project after payment of all expenses (including after payment of intercompany service fees to the Company), debtservice to Liberty Bank and Fifth Third Bank, the funding of all required reserves, and payments to Connecticut Green Bank for the subordinated facility.  BFC isalso required to maintain a debt service coverage ratio of not less than 1.20, measured for the trailing year based on fiscal quarters beginning with the quarter endedJuly 31, 2020. The BFC Credit Agreement contains representations, warranties and other covenants.  The Company also has certain quarterly and annual financialreporting  requirements  under  the  BFC  Credit  Agreement.  The  annual  financial  statements  to  be  provided  pursuant  to  such  requirements  are  to  be  audited  andaccompanied by a report of an independent certified public accountant, which report shall not include a “going concern” matter of emphasis or any qualification orexception as to the scope of such audit. Finance obligations for sale leaseback agreements Several of the Company’s project finance subsidiaries previously entered into sale-leaseback agreements with PNC for commissioned projects where the Companyhad  entered  into  a  PPA with  the  site  host/end-user  of  produced  power.    Under  the  financing  method  of  accounting  for  a  sale-leaseback,  the  Company  did  notrecognize as income any of the sale proceeds received from the lessor that contractually constitute payments to acquire the assets subject to these arrangements.Instead, the sale proceeds received were accounted for as financing obligations.  The outstanding financing obligation balance as of October 31, 2019 was $45.2million and the decrease from $46.1 million on October 31, 2018 includes lease payments offset by the recognition of interest expense.  The outstanding financingobligations include an embedded gain which will be recognized at the end of each of the 10-year lease terms. State of Connecticut Loan In October 2015, the Company closed on a definitive Assistance Agreement with the State of Connecticut and received a disbursement of $10.0 million which wasused  for  the  first  phase  of  the  expansion  of  the  Company’s  Torrington,  Connecticut  manufacturing  facility.    In  conjunction  with  this  financing,  the  Companyentered into a $10.0 million promissory note and related security agreements securing the loan with equipment liens and a mortgage on its Danbury, Connecticutlocation. Interest accrues at a fixed interest rate of 2.0%, and the loan is repayable over 15 years from the date of the first advance, which occurred in October of2015.  Principal payments were deferred for four years from disbursement and began on December 1, 2019.  Under the Assistance Agreement, the Company waseligible for up to $5.0 million in loan forgiveness if the Company created 165 full-time positions and retained 538 full-time positions for two consecutive years (the“Employment  Obligation”)  as  measured  on  October  28,  2017  (the  “Target  Date”).  The  Assistance  Agreement  contains  representations,  warranties  and  othercovenants.  The Assistance Agreement was subsequently amended in April 2017 to extend the Target Date by two years to October 28, 2019. 

In  January  2019,  the  Company  and  the  State  of  Connecticut  entered  into  a  Second  Amendment  to  the  Assistance  Agreement  (the  “Second  Amendment”).  TheSecond  Amendment  extends  the  Target  Date  to  October  31,  2022 and  amends  the  Employment  Obligation  to  require  the  Company to  continuously  maintain  aminimum of  538  full-time  positions  for  24  consecutive  months.  Based  on  the  Company’s  current  headcount  and  plans  for  fiscal  year  2020,  it  will  be  short  ofmeeting  this  requirement.    If  the  Company  meets  the  Employment  Obligation,  as  modified  by  the  Second  Amendment,  and  creates  an  additional  91  full-timepositions,  the Company may receive a credit  in the amount  of  $2.0 million to be applied against  the outstanding balance of the loan.    The Second Amendmentdeletes and cancels the provisions of the Assistance Agreement related to the second phase of the expansion project and the loans related thereto, but the Companyhad not drawn any funds or received any disbursements under those provisions.  A job audit will be performed within 90 days of the Target Date.  If the Companydoes not meet the Employment Obligation, then an accelerated payment penalty will be assessed at a rate of $18,587.36 times the number of employees below theEmployment Obligation.  Such penalty is immediately payable and will be applied first to accelerate the payment of any outstanding fees or interest due and then toaccelerate the payment of outstanding principal.

121

 

Hercules Loan and Security Agreement

In April  2016, the Company entered into a loan and security agreement (as amended from time to time, the “Hercules Agreement”)  with Hercules Capital,  Inc.(“Hercules”) for a loan in an aggregate principal amount of up to $25.0 million.  The original loan was a 30 month secured facility, and the original loan balanceand all accrued and unpaid interest was due and payable by October 1, 2018.

The Hercules Agreement was subsequently amended on September 5, 2017, October 27, 2017, March 28, 2018, August 29, 2018, December 19, 2018, February 28,2019, March 29, 2019, May 8, 2019, June 11, 2019 and July 24, 2019.  The amendments provided for lower minimum cash covenants and were entered into toavoid events  of  default  and accelerations  of  amounts  due under  the  Hercules  Agreement.    Principal  payments  under  the Hercules  Agreement  began on April  1,2019.  The term loan interest rate for the entire term of the loan was the greater of (i) 9.90% plus the prime rate minus 4.50%, and (ii) 9.90%.  The initial end ofterm charge of $1.7 million was paid on October 1, 2018.  An additional end of term charge of $0.9 million was due on April 1, 2020 or upon repayment of theprincipal balance.  The additional end of term charge was being accreted over a 30-month term.

On September 30, 2019, the Company and Hercules entered into a payoff letter (the “Payoff Letter”).  Pursuant to the Payoff Letter, the Company paid to Hercules,on  September  30,  2019,  a  final  payment  of  $0.8  million,  plus  the  end  of  term  charge  described  above,  which  amounts  represented  the  remaining  outstandingprincipal balance, the remaining accrued interest outstanding, all remaining fees due under the Hercules Agreement, and the end of term charge, in full repaymentof  the  Company’s  outstanding  obligations  under  the  Hercules  Agreement.  Upon  the  payment  of  the  $0.8  million  and  the  end  of  term  charge,  all  outstandingindebtedness and obligations of the Company owing to Hercules under the Hercules Agreement were paid in full and the loan was extinguished. Webster Bank Loan In November 2016, we assumed debt with Webster Bank in the amount of $2.3 million as a part of a project asset acquisition transaction.  The term loan interestrate was 5.0% per annum and payments, which commenced in January 2017, were due on a quarterly basis.  The balance outstanding as of October 31, 2019 and2018 was $0.5 million and $1.1 million, respectively.  The loan was paid off and extinguished subsequent to the fiscal year ended October 31, 2019.   Enhanced Capital Loan On January 9, 2019, the Company, through its indirect wholly-owned subsidiary, TRS Fuel Cell, LLC, entered into a Loan and Security Agreement (the “EnhancedCapital Loan Agreement”) with Enhanced Capital Connecticut Fund V, LLC (“Enhanced”) for a loan in the amount of $1.5 million.  The collateral for this loanincluded any project assets, accounts receivable and inventory owned by TRS Fuel Cell, LLC.  Interest accrued at a rate of 6.0% per annum and was paid on thefirst  business  day of  each month.    The loan maturity  date was three years  from the date  of  the Enhanced Capital  Loan Agreement,  upon which the outstandingprincipal and any accrued interest would be due and payable.  Under the terms of the Enhanced Capital Loan Agreement, the Company was required to close on taxequity financing by January 14, 2020.  Given that the Company did not secure tax equity financing for this project, on January 13, 2020, TRS Fuel Cell, LLC andEnhanced entered into a payoff letter whereby the loan was paid off and extinguished on January 14, 2020. Fifth Third Bank Groton Loan On  February  28,  2019,  the  Company,  through  its  indirect  wholly-owned  subsidiary,  Groton  Station  Fuel  Cell,  LLC  (“Groton  Borrower”),  entered  into  aConstruction Loan Agreement (as amended from time to time, the “Groton Agreement”) with Fifth Third Bank pursuant to which Fifth Third Bank agreed to makeavailable to Groton Borrower a construction loan facility in an aggregate principal amount of up to $23.0 million (the “Groton Facility”) to fund the manufacture,construction, installation, commissioning and start-up of the 7.4 MW fuel cell power plant for the Connecticut Municipal Electric Energy Cooperative located onthe  U.S.  Navy submarine  base  in  Groton,  Connecticut  (the  “Groton  Project”).    Groton Borrower  made  an  initial  draw under  the  Groton  Facility  on the  date  ofclosing of $9.7 million and made an additional draw of $1.4 million in April 2019.  The original maturity date of the Groton Facility was the earlier of (a) October31, 2019, (b) the commercial operation date of the Groton Project, or (c) one business day after receipt of proceeds of debt financing (i.e., take out financing) in anamount sufficient to repay the outstanding indebtedness under the Groton Facility.

122

  On  August  13,  2019,  Groton  Borrower  and  Fifth  Third  Bank  entered  into  Amendment  No.  1  to  the  Groton  Agreement, which  reduced  the  aggregate  principalamount available to Groton Borrower under the Groton Facility from $23.0 million to $18.0 million and pursuant to which Groton Borrower committed to, amongother things, deliver to Fifth Third Bank, no later than September 28, 2019 (which deadline was automatically extended to October 21, 2019 upon the Company’srepayment of its corporate loan facility with Hercules on September 30, 2019), a binding loan agreement for permanent financing and one or more binding letters ofintent from tax equity investors.  On October 21, 2019, Groton Borrower and Fifth Third entered into Amendment No. 2 to the Groton Agreement (the “Second Groton Amendment”), pursuant towhich Groton Borrower agreed to deliver to Fifth Third Bank, no later than December 16, 2019, a binding agreement, in form and substance reasonably acceptableto Fifth Third Bank:  (i) executed by Groton Borrower and one or more Take-out Lenders (as defined in the Groton Agreement), pursuant to which the Take-outLenders shall have, individually or collectively, agreed to provide a Take-out Financing (as defined in the Groton Agreement); or (ii) executed by Groton Borrowerand  one  or  more  tax  equity  investors  or  other  third  parties,  pursuant  to  which  such  tax  equity  investors  or  third  parties,  via  a  tax  equity  or  other  financingtransaction, shall have, individually or collectively, agreed to provide funds to Groton Borrower in an amount no less than the then-outstanding Construction Loans(as defined in the Groton Agreement) under the Groton Agreement and accrued interest.  The Second Groton Amendment further provided, however, that if (A)neither such binding agreement nor a commitment letter for either of such agreements (which commitment letter shall not include a due diligence or similar fundingcondition) was provided to Fifth Third Bank by November 21, 2019, then commencing on November 22, 2019 until delivery of such commitment letter, the interestrate on the loans was to be the LIBOR rate plus 4% per annum and within three business days after such date, Groton Borrower was to pay to Fifth Third Bank afee of  $15,000 and (B) such binding agreement was not provided to Fifth Third by December 16, 2019, then commencing on December 17, 2019, the outstandingobligations under the Groton Agreement were to bear interest at a rate equal to the LIBOR rate plus 6% per annum.  The total outstanding balance under the GrotonFacility as of October 31, 2019 was $11.1 million. This balance was paid off and the loan was extinguished subsequent to the fiscal year ended October 31, 2019 onNovember 22, 2019, and the Groton Facility was terminated.  

NRG Loan Agreement In  July  2014,  the  Company,  through  its  wholly-owned  subsidiary,  FuelCell  Finance,  entered  into  a  Loan  Agreement  with  NRG  (the  “NRG  LoanAgreement”).  Pursuant to the NRG Loan Agreement, NRG extended a $40.0 million revolving construction and term financing facility (the “NRG Loan Facility”)to FuelCell Finance for the purpose of accelerating project development by the Company and its subsidiaries.  Under the NRG Loan Agreement, FuelCell Financeand its subsidiaries were permitted to draw on the NRG Loan Facility to finance the construction of projects through the commercial operating date of the powerplants.  Additionally, FuelCell Finance had the option to continue the financing term for each project after the commercial operation date for a minimum term of 5years per project.  The interest rate was 8.5% per annum for construction-period financing and 8.0% per annum thereafter.  

On December 13, 2018, FuelCell Finance’s wholly owned subsidiary, Central CA Fuel Cell 2, LLC, drew a construction loan advance of $5.8 million under theNRG Loan Facility. This advance was used to support the completion of construction of the 2.8 MW Tulare BioMAT project in California. In conjunction with theDecember  13,  2018 draw, FuelCell  Finance and NRG entered into an amendment  to the NRG Loan Agreement  to revise  the definitions  of  the terms “MaturityDate”  and  “Project  Draw Period”  under  the  NRG Loan Agreement  and  to  make  other  related  revisions.    Pursuant  to  this  amendment,  FuelCell  Finance  and  itssubsidiaries could only request draws through December 31, 2018, and the Maturity Date of each note was the earlier of (a) March 31, 2019 and (b) the commercialoperation date or substantial completion date, as applicable, with respect to the fuel cell project owned by the borrower under such note.

The Maturity Date was subsequently extended through amendments to the NRG Loan Agreement on March 29, 2019 (the “Third Amendment”), June 13, 2019,July 11, 2019, August 8, 2019 and September 30, 2019 (the “Seventh Amendment”).  In connection with the Third Amendment, the Company agreed to make anadditional payment of $750,000 at the Maturity Date, which is recorded in interest expense on the Consolidated Statement of Operations.  In addition, the SeventhAmendment, extended the Maturity Date of each note to the earlier of (a) October 31, 2019, or (b) closing of a corporate refinancing or other form of liquidity;provided, however, that if NRG determined, in its sole discretion, that the Company was not making sufficient progress toward the completion of the constructionof  the  2.8  MW Tulare  BioMAT project  in  California,  NRG had  the  right  to  accelerate  the  Maturity  Date.   The  Company  repaid  and  extinguished  the  loan  onOctober 31, 2019.

123

 

Generate Construction Loan Agreement

On December 21,  2018,  the Company,  through its  indirect  wholly-owned subsidiary FuelCell  Energy Finance II,  LLC (“FCEF II”),  entered into a  ConstructionLoan  Agreement  (as  amended  from  time  to  time,  the  “Generate  Agreement”)  with  Generate  pursuant  to  which  Generate  agreed  (the  “Commitment”)  to  makeavailable  to  FCEF II  a  credit  facility  in  an  aggregate  principal  amount  of  up to  $100.0  million  (the  “Generate  Facility”)  to  fund the  manufacture,  construction,installation, commissioning and start-up of stationary fuel cell projects to be developed by the Company on behalf of FCEF II during the 36 months from the dateof the Generate Agreement.  The Commitment to provide Working Capital Loans (as defined in the Generate Agreement) was to remain in place for 36 monthsfrom the date of the Generate Agreement (the “Availability Period”).  Interest at 9.5% per annum was to be paid on the first business day of each month. The initialdraw amount under the Generate Facility, funded at closing, was $10.0 million. The initial draw reflected loan advances for the first Approved Project (as definedin the Generate Agreement) under the Generate Facility, the Bolthouse Farms 5 MW project in California.  The Company entered into amendments to the GenerateAgreement  on  June  28,  2019,  August  13,  2019  and  September  30,  2019,  which  primarily  extended  the  repayment  date  of  the  loan  and  provided  additionalcollateral.  The loan was repaid and extinguished as of October 31, 2019. Capital Leases The Company leases computer  equipment under master  lease agreements.  Lease payment terms are generally 36 months from the date of acceptance for leasedequipment.

Deferred Finance Costs

Deferred finance costs relate primarily to (i) sale-leaseback transactions entered into with PNC which are being amortized over a 10-year term, (ii) payments underthe Hercules Agreement,  which were amortized over the term of the loan, (iii)  payments under the loans obtained to purchase the membership interests  in BFCwhich are being amortized over the 8-year term of the loans and (iv) payments to enter into the Orion Facility which will be amortized over the 8 year term of theloan.   Note 14. Stockholders’ Equity and Warrant Liabilities

Authorized Common Stock

In  April  2017,  the  number  of  authorized  shares  of  the  Company's  common  stock  was  increased  from  75,000,000  to  125,000,000,  by  vote  of  the  holders  of  amajority of the outstanding shares of the Company's common stock.

On December 14, 2017, the number of authorized shares of the Company’s common stock was increased from 125,000,000 to 225,000,000, by a vote of the holdersof a majority of the outstanding shares of the Company’s common stock. At Market-Issuance Sales Agreements and Other Common Stock Sales 2019 At Market Issuance Sales Agreement On October 4, 2019, the Company entered into an At Market Issuance Sales Agreement (the “Sales Agreement”) with B. Riley FBR, Inc. (the “Sales Agent”) tocreate an at-the-market equity program under which the Company may, from time to time, offer and sell up to 38.0 million shares of its common stock through theSales Agent.  However, to ensure that the Company had sufficient shares available for reservation and issuance upon exercise of all of the warrants to be issued tothe lenders under the Orion Facility (as discussed in further detail below), the Company, effective as of October 31, 2019, reduced the number of shares reservedfor future issuance and sale under the Sales Agreement from 27.9 million shares to 7.9 million shares (thus allowing for total aggregate issuances (past and future)of up to 18.0 million shares under the Sales Agreement) and reserved 20.0 million shares for issuance upon exercise of the warrants.  Under the Sales Agreement,the Sales Agent is entitled to a commission in an amount equal to 3.0% of the gross proceeds from each sale of shares under the Sales Agreement.   

124

 During  the  year  ended  October  31,  2019,  the  Company  sold  10.1  million  shares  of  the  Company’s  common  stock  at  prevailing  market  prices  under  the  SalesAgreement and received aggregate gross proceeds of $3.0 million and paid $0.1 million of fees and commissions 2018 At Market Issuance Sales Agreement On June 13, 2018, the Company entered into an At Market Issuance Sales Agreement (the “Previous Sales Agreement”) with B. Riley FBR, Inc. and Oppenheimer& Co. Inc. (together, the “Previous Agents”) to create an at-the-market equity program under which the Company could from time to time to offer and sell sharesof its common stock having an aggregate offering price of up to $50.0 million through the Previous Agents.  Under the Previous Sales Agreement,  the PreviousAgent making the sales was entitled to a commission in an amount equal to 3.0% of the gross proceeds from such sales. During  the  year  ended  October  31,  2019,  the  Company  sold  109.1  million  shares  of  the  Company’s  common  stock  under  the  Previous  Sales  Agreement  atprevailing  market  prices,  at  an  average  sale  price  of  $0.39  per  share  and  received  aggregate  gross  proceeds  of  $42.0  million  and  paid  $1.3  million  of  fees  andcommissions. During the year ended October 31, 2018, the Company sold 0.5 million shares of the Company’s common stock under the Previous Sales Agreement, at prevailingmarket prices, at an average sale price of $16.72 per share and received aggregate gross proceeds of $8.0 million and paid $0.2 million of fees and commissions. During the year ended October 31, 2017, the Company sold 0.6 million shares of the Company's common stock at an average sale price of $21.00 per share throughperiodic offerings/sales on the open market under the Previous Sales Agreement and raised approximately $12.6 million, net of aggregate selling commissions of$0.1 million. Public Offerings and Outstanding Warrants On May 3, 2017, the Company completed an underwritten public offering of (i) 1,000,000 shares of its common stock, (ii) Series C warrants to purchase 1,000,000shares of its common stock and (iii) Series D warrants to purchase 1,000,000 shares of its common stock, for gross proceeds of approximately $15.4 million, at apublic offering price of $15.36 per share and accompanying warrants. Total net proceeds to the Company were approximately $13.9 million.  The Series C warrantshave an exercise price of $19.20 per share and a term of five years.  A total of 962 shares of common stock were issued during fiscal year 2018 upon the exercise ofSeries C warrants and the Company received total proceeds of $0.02 million. The Series D warrants had an exercise price of $15.36 per share and a term of oneyear.    A total  of  215,347 shares  of  common stock were  issued during  fiscal  year  2018 upon the  exercise  of  Series  D warrants  and the  Company received  totalproceeds of $3.3 million.   The Series D warrants were all exercised prior to October 31, 2018.  No Series C warrants were exercised during the fiscal year endedOctober 31, 2019. On July 12, 2016, the Company closed on a registered public offering of securities to a single institutional investor pursuant to a placement agent agreement withJ.P. Morgan Securities LLC.  In conjunction with the offering, the Company issued 640,000 Series A Warrants at an exercise price of $69.96 per share. They wereinitially exercisable beginning on the date that was six months and one day after the issue date and will expire on the fifth anniversary of the initial exercisabilitydate.  The Company also issued 410,500 prefunded Series B Warrants which were immediately exercisable.  They had an exercise price of $0.0012 per share andwere to expire on the fifth anniversary of the issue date.  There were 318,834 prefunded Series B Warrants outstanding as of October 31, 2016, all of which wereexercised during the year ended October 31, 2017. On February 21, 2019, the Company entered into an Exchange Agreement (the “Exchange Agreement”) with the holder (the “Warrant Holder”) of the Series AWarrants. Pursuant to the Exchange Agreement, the Company agreed to issue to the Warrant Holder 500,000 shares of the Company’s common stock (subject toadjustment  for  stock  dividends,  stock  splits,  stock  combinations,  and  other  reclassifications)  in  exchange  for  the  transfer  of  the  Series  A  Warrants  back  to  theCompany, in reliance on an exemption from registration provided by Section 3(a)(9) of the Securities Act of 1933, as amended. Following the transfer of the SeriesA Warrants back to the Company, the Series A Warrants were cancelled and no further shares were issuable pursuant to the Series A Warrants.  During fiscal year2019, the Company recorded a charge to common stockholders for the difference between the fair value of the Series

125

 A Warrants prior to the modification of $0.3 million and the fair value of the common shares issuable at the date of the Exchange Agreement of $3.5 million.

In connection with the closing of the Orion Credit Agreement and the Initial Funding, on October 31, 2019, the Company issued the Initial Funding Warrants to thelenders  under  the  Orion  Credit  Agreement  to  purchase  up  to  a  total  of  6,000,000  shares  of  the  Company’s  common  stock,  at  an  exercise  price  of  $0.310  pershare.  In addition, under the Orion Credit Agreement, on the date of the Second Funding (November 22, 2019), the Company issued the Second Funding Warrantsto the lenders under the Orion Credit Agreement to purchase up to a total of 14,000,000 shares of the Company’s common stock, with an exercise price with respectto  8,000,000  of  such  shares  of  $0.242  per  share  and  with  an  exercise  price  with  respect  to  6,000,000  of  such  shares  of  $0.620  per  share  (the  Initial  FundingWarrants and the Second Funding Warrants are collectively referred to as the “Orion Warrants”).  

The  Orion  Warrants  have  an  8-year  term  from  the  date  of  issuance,  are  exercisable  immediately  beginning  on  the  date  of  issuance,  and  include  provisionspermitting cashless exercises.  The Orion Warrants contain provisions regarding adjustment to their exercise prices and the type or class of security issuable uponexercise, including, without limitation, adjustments as a result of the Company undertaking or effectuating (a) a stock dividend or dividend of other securities orproperty, (b) a stock split, subdivision or combination, (c) a reclassification, (d) the distribution by the Company to substantially all of the holders of its commonstock (or other securities issuable upon exercise of an Orion Warrant) of rights,  options or warrants entitling such holders to subscribe for or purchase commonstock (or other securities issuable upon exercise of an Orion Warrant) at a price per share that is less than the average of the closing sales price per share of theCompany’s common stock for the ten consecutive trading days ending on and including the trading day before such distribution is publicly announced, and (e) aFundamental Transaction (as defined in the Orion Warrants) or Change of Control (as defined in the Orion Credit Agreement).

Under the terms of the Orion Warrants, the Company may not effect the exercise of any portion of an Orion Warrant, and the holder of such warrant shall not havethe right to exercise any portion of such warrant, to the extent that after giving effect to such exercise, such holder, collectively with its other attribution parties (asdefined in the Orion Warrants), would beneficially own in excess of 4.99% of the shares of the Company’s common stock outstanding immediately after givingeffect to such exercise; provided, however, that the holder may increase or decrease this limitation at any time, although any increase shall not be effective until the61st day following the notice of increase.

The Company has accounted for the Initial Funding Warrants as a liability since there is a change of control provision in the Initial Funding Warrants regarding thecomposition  of  the  board  of  directors  and  as  such  the  Company could  be  required  to  repurchase  the  Initial  Funding Warrants  upon such  change  in  control  andtherefore equity classification is precluded. The Company has accounted for the Second Funding Warrants as of October 31, 2019 under ASC 815, Derivatives andHedging (“ASC 815”) since the Second Funding Warrants were considered contingent vesting warrants and therefore are considered to be an outstanding liability.  Since the probability of vesting for the Second Funding Warrants was deemed to be 100%, there was no impact on the valuation.  The Second Funding Warrantshave been accounted for as a liability since the Company might be required to pay the holder under the same change of control provision as the Initial FundingWarrants and such event is outside the Company’s control and therefore equity classification is precluded.

The estimated fair value of the Orion Warrants was based on a Black-Scholes model using Level 2 inputs, including volatility of 96%, a risk free rate of 1.63%, theCompany’s  common stock price  as  of  October  31,  2019 of  $0.24 per  share  and the  term of  8  years  which resulted  in  a  total  value  of  $3.9 million.    The OrionWarrants will be remeasured to fair value each reporting period.

The following table outlines the warrant activity during the fiscal year ended October 31, 2019: 

  Series A

Warrants Series C

Warrants Orion

Warrants (a) Balance as of October 31, 2018     640,000      964,114      - 

Warrants exchanged     (640,000)     —      — Warrants issued     —      —      6,000,000 

Balance as of October 31, 2019     -      964,114      6,000,000 

 (a) The Second Funding Warrants,  exercisable  to  purchase  14.0  million  shares  of  the  Company’s  common stock,  were  contingently  issuable  in  connection

with the Second Funding under the Orion Credit Agreement, which occurred on November 22, 2019.  The Company accounted for the value of the OrionWarrants, which were

126

 exercisable to purchase an aggregate of 20.0 million shares of the Company’s common stock, as a liability as of October 31, 2019.

Refer to Note 23. “Subsequent Events” for information regarding the cashless exercise of certain of the Orion Warrants.

Nasdaq Marketplace Rule 5635(d) On  December  14,  2017,  in  accordance  with  Nasdaq  Marketplace  Rule  5635(d),  the  Company’s  common  stockholders  approved  the  issuance  of  shares  of  theCompany’s common stock exceeding 19.9% of the number of shares outstanding on September 5, 2017, upon the conversion and/or redemption of the Series CConvertible Preferred Stock issued in an underwritten offering in September 2017. On April 4, 2019, in accordance with Nasdaq Marketplace Rule 5635(d), the Company’s common stockholders approved the issuance of shares of the Company’scommon stock exceeding 19.9% of the number of shares outstanding on August 27, 2018, upon conversion of the Series D Convertible Preferred Stock issued in anunderwritten offering in August 2018. Note 15. Redeemable Preferred Stock The Company is  authorized to  issue up to  250,000 shares  of  preferred  stock,  par  value $0.01 per  share,  in  one or  more series,  of  which (i)  30,680 shares  weredesignated as Series D Convertible Preferred Stock (which is referred to herein as Series D Preferred Stock and the shares of which are referred to herein as SeriesD Preferred Shares) in August 2018, (ii) 33,500 shares were designated as Series C Convertible Preferred Stock (which is referred to herein as Series C PreferredStock, and the shares of which are referred to herein as Series C Preferred Shares) in September 2017, and (iii)  105,875 shares were designated as 5% Series BCumulative Convertible Perpetual Preferred Stock (referred to herein as Series B Preferred Stock) in March 2005.  During the fiscal year ended October 31, 2019,all of the shares of Series D Preferred Stock and Series C Preferred Stock were converted into shares of common stock of the Company.  Pursuant to our Certificateof  Incorporation,  as  amended,  our  undesignated  shares  of  preferred  stock  now  include  all  of  our  shares  of  preferred  stock  that  were  previously  designated  asSeries  C Preferred  Stock  and  Series  D Preferred  Stock,  as  all  such  shares  have  been  retired  and  therefore  have  the  status  of  authorized  and  unissued  shares  ofpreferred stock undesignated as to series. Series D Preferred Stock In August 2018, the Company issued 30,680 shares of Series D Preferred Stock, which were initially convertible into 1,852,657 shares of the Company’s commonstock at an initial conversion price of $16.56 per share (“Series D Conversion Price”), subject to certain adjustments. The  net  proceeds  to  the  Company  from the  sale  of  the  Series  D Preferred  Stock,  after  deducting  the  underwriting  discounts  and  commissions  and  the  offeringexpenses payable by the Company, were $25.3 million. As of October 31, 2018, there were 30,680 shares of Series D Preferred Stock issued and outstanding, with a carrying value of $27.4 million.  Upon conversion ofthe last outstanding Series D Preferred Shares on October 1, 2019, there were no further Series D Preferred Shares outstanding.

127

 

Based on a review of pertinent accounting literature, including ASC 470 – Debt, ASC 480 - Distinguishing Liabilities from Equity and ASC 815 - Derivative andHedging,  the Series  D Preferred Shares were classified outside of  permanent  equity on the Consolidated Balance Sheets  and were recorded at  fair  value on theissuance date (proceeds from the issuance, net of direct issuance cost).  An assessment of the probability of the exercise of the potential redemption features in theCertificate of Designations, Preferences and Rights of the Series D Preferred Stock of the Company (the “Series D Certificate of Designation”) was performed ateach reporting date to determine whether any changes in classification were required.  As discussed below, as of October 31, 2018, the Company had not obtainedstockholder approval to issue a number of shares of common stock equal to 20% or more of the Company’s outstanding voting stock prior to the date of issuance ofthe Series  D Preferred Stock and therefore  was accreting,  as part  of  the stated value,  the estimated value of the potential  common stock shortfall  if  stockholderapproval was not obtained.  As of October 31, 2018, the Company determined that none of the other contingent redemption features were probable. A description of certain terms and provisions of the Series D Preferred Shares that affected the accounting for the fiscal years ended October 31, 2019, 2018 and2017 and that were in effect prior to the conversion of all of the Series D Preferred Shares during fiscal 2019 follows. Conversion Right. The Series D Preferred Shares were convertible into shares of the Company’s common stock, subject to the requirements of Nasdaq ListingRule  5635(d)  and  the  beneficial  ownership  limitation  provided  in  the  Series  D  Certificate  of  Designation,  at  a  conversion  price  equal  to  $16.56  per  share  ofcommon stock, subject to adjustment as provided in the Series D Certificate of Designation, including adjustments if the Company sold shares of common stock orequity securities convertible into or exercisable for shares of common stock, at prices below $16.56 per share, in certain types of transactions. The holders wereprohibited from converting Series D Preferred Shares into shares of common stock if, as a result of such conversion, such holder, together with its affiliates, wouldown more than 4.99% of the total number of shares of common stock then issued and outstanding. Each holder had the right to increase its maximum percentage upto 9.99% upon 60 days’ notice to the Company. The Series D Conversion Price was subject  to adjustment under certain circumstances in accordance with the Series D Certificate  of Designation,  including thefollowing: 

  • The conversion price was to be proportionately reduced in the event of a subdivision of the Company’s common stock into a greater number ofshares or proportionately increased in the event of a combination of the Company’s common stock into a smaller number of shares.

 

  • In the event that the Company in any manner issued or sold or entered into any agreement to issue or sell Variable Price Securities (as defined inthe Series D Certificate of Designation), which generally included any common stock, options or convertible securities that were issuable at a pricewhich varies  or  may vary with the market  price  of  the shares  of  common stock,  including by way of  one or  more reset(s)  to  a  fixed price,  butexcluding  customary  anti-dilution  provisions  (each  of  the  formulations  for  such  variable  price  being  referred  to  as,  the  “Variable  Price”),  eachholder of Series D Preferred Shares would have had the right (in its sole discretion) to substitute the Variable Price for the Conversion Price uponconversion  of  the  Series  D  Preferred  Shares.    Sales  of  common stock  pursuant  to  the  Company’s  Previous  Sales  Agreement  would  have  beendeemed  Variable  Price  Securities  with  a  Variable  Price  equal  to  the  lowest  price  per  share  at  which  common  stock  was  sold  pursuant  to  thatagreement. Under the Series D Certificate of Designation, the term “options” meant any rights, warrants or options to subscribe for or purchaseshares of common stock or convertible securities, and the term “convertible securities” meant any stock or other security (other than options) thatis at any time and under any circumstances, directly or indirectly, convertible into, exercisable or exchangeable for, or which otherwise entitles theholder thereof to acquire, any shares of common stock.

 

  • At any time any Series D Preferred Shares remained outstanding, the Company could reduce the then current conversion price to any amount forany period of time deemed appropriate by the Company’s board of directors.

 

  • The  Series  D  Conversion  Price  or  redemption  amounts  paid  by  the  Company  were  also  subject  to  adjustment  upon  the  occurrence  ofcertain  triggering  events  as  set  forth  in  the  Series  D  Certificate  of  Designation  and  summarized  below  under  “Conversion  Upon  a  TriggeringEvent” and “Redemption Upon a Triggering Event.”  

128

  Conversion Upon a Triggering Event. Subject  to  the  requirements  of  Nasdaq  Listing  Rule  5635(d)  and  the  beneficial  ownership  limitations  provided  in  theSeries D Certificate of Designation, in the event of a triggering event (as defined in the Series D Certificate of Designation and summarized below), the holders ofSeries D Preferred Shares could elect to convert such shares into shares of common stock at a conversion price equal to the lower of the Series D Conversion Pricein effect on the Trading Day (as such term is defined in the Series D Certificate of Designation) immediately preceding the delivery of the conversion notice and85% of  the  lowest  volume  weighted  average  price  (“VWAP”)  of  the  common  stock  on  any  of  the  five  consecutive  Trading  Days  ending  on  the  Trading  Dayimmediately prior to delivery of the applicable conversion notice. This conversion right would commence on the date of the triggering event and end on the later of(i) the date the triggering event was cured and (ii) ten Trading Days after the Company delivered notice of the triggering event. A triggering event (as defined in the Series D Certificate of Designation) included, without limitation:

  • any failure to pay any amounts due to the holders of the Series D Preferred Shares; 

  • the Company’s failure to timely deliver shares; 

  • the suspension of the Company’s common stock from trading or failure to be trading or listed on The Nasdaq Global Market, without obtaining alisting on another national securities exchange, for a period of five consecutive Trading Days;

 

  • subject  to  limited  exceptions,  the  Company’s  failure  for  more  than  ten  consecutive  days  to  keep  reserved  for  issuance  150% of  the  number  ofshares of common stock issuable upon conversion of the outstanding Series D Preferred Shares;

 

  • certain bankruptcy events; 

  • the failure to pay certain indebtedness, a breach or violation of an agreement for monies owed in excess of $750,000 that permitted the other partyto  such  agreement  to  declare  a  default  or  accelerate  amounts  due,  or  the  existence  of  a  circumstance  or  event  that  would,  with  or  without  thepassage of time or the giving of notice, result in a default under an agreement that would or was reasonably expected to have a material adverseeffect; and

 

  • breaches of certain covenants that were not timely cured, where a cure period was permitted. 

129

 Redemption. Commencing on December 1, 2018, and on the 16th day and 1st day of each calendar month thereafter until March 1, 2020, subject to extension incertain  circumstances  (the  “Series  D  Maturity  Date”),  the  Company  was  to  redeem  the  stated  value  of  Series  D  Preferred  Stock  in  31  equal  installments  of approximately  $989,677  (each  installment  amount,  a  “Series  D  Installment  Amount”  and  the  date  of  each  such  payment,  a  “Series  D  Installment  Date”).  Theholders had the ability to defer installment payments, but not beyond the Series D Maturity Date. In addition, during each period commencing on the 11th TradingDay prior to a Series D Installment Date and prior to the immediately subsequent Series D Installment Date, the holders could elect to accelerate the conversion ofSeries D Preferred Shares at the then applicable installment conversion price, provided that the holders could not elect to effect any such acceleration during suchinstallment period if either (a) in the aggregate, all the accelerations in such installment period would exceed the sum of three other Series D Installment Amounts,or (b) the number of Series D Preferred Shares subject to prior accelerations would exceed in the aggregate 12 Series D Installment Amounts.

Subject to certain beneficial ownership limitations, the Company could elect to pay the Series D Installment Amounts in cash or in shares of common stock or in acombination of cash and shares of common stock, except that the Company’s right to make payment in shares of common stock, or an installment conversion, wasdependent upon satisfying certain equity conditions set forth in the Series D Certificate of Designation. The failure to satisfy such equity conditions is referred toherein  as  an equity  conditions  failure.  Among other  things,  these equity  conditions  included the Company’s  continued listing on The Nasdaq Global  Market  oranother permitted exchange, the Company reserving 150% of the number of shares of common stock necessary to effect the conversion of the Series D PreferredShares  that  then  remained  outstanding  (without  regard  to  any  limitations  on  conversions,  such  as  beneficial  ownership  limitations)  during  the  applicablemeasurement  period,  and  the  Company’s  common  stock  maintaining  certain  minimum average  prices  and  trading  volumes  during  the  applicable  measurementperiod. Upon an equity conditions failure, a holder of Series D Preferred Shares could waive such failure (subject to certain exceptions) and receive the Series DInstallment Amount in shares of our common stock based on the installment conversion price (calculated as described in the following paragraph). Alternatively, aholder of Series D Preferred Shares could elect to receive all or part of the Series D Installment Amount due in cash, which was to include an 8% premium to theSeries D Installment Amount. Series D Installment Amounts paid in shares were to be that number of shares of common stock equal to (a) the applicable Series D Installment Amount, to be paidin common stock divided by (b) the lesser of  (i) the then existing conversion price, (ii) 87.5% of the VWAP of the common stock on the Trading Day immediatelyprior  to  the  applicable  Series  D  Installment  Date,  and  (iii)  87.5%  of  the  arithmetic  average  of  the  two  lowest  VWAPs  of  the  common  stock  during  the  10consecutive Trading Day period ending on and including the Trading Day immediately prior to the applicable Series D Installment Date as applicable, providedthat the Company met standard equity conditions. The Company was required to make such election no later than the 11th Trading Day immediately prior to theapplicable Series D Installment Date. If the Company elected or was required to pay a Series D Installment Amount in whole or in part in cash, the amount paid would have been equal to 108% of theapplicable Series D Installment Amount.

Redemption Upon a Triggering Event. In  the  event  of  a  triggering  event  (as  defined  in  the  Series  D Certificate  of  Designation  and summarized  above),  theholders of Series D Preferred Shares could require the Company to redeem such Series D Preferred Shares in cash at a price equal to the greater of  (a) 125% of thestated  value  of  the  Series  D  Preferred  Shares  being  redeemed  plus  accrued  dividends,  if  any,  and  (b)  the  market  value  of  the  number  of  shares  issuable  onconversion  of  the  Series  D Preferred  Shares,  valued  at  the  greatest  closing  sales  price  during  the  period  from the  date  immediately  before  the  triggering  eventthrough the date the Company made the redemption payment.

The Series D Preferred Stock redemption accretion of $3.8 million for the fiscal year ended October 31, 2019 reflects the accretion of the difference between thecarrying value and the amount that would have been redeemed if stockholder approval had not been obtained for the issuance of common stock equal to 20.0% ormore of the Company’s outstanding voting stock prior to the issuance of the Series D Preferred Stock.  Additionally, prior to receiving stockholder approval of theissuance  of  20.0% or  more  of  the  Company’s  outstanding  voting  stock  prior  to  the  issuance  of  the  Series  D Preferred  Stock,  the  holders  were  prohibited  fromconverting Series D Preferred Shares into shares of common stock if such conversion would have caused the Company to issue pursuant to the terms of the SeriesD Preferred Stock a number of shares in excess of the maximum number of shares permitted to be issued thereunder without breaching the Company’s obligationsunder the rules or regulations of the Nasdaq Global Market.  The Company received stockholder approval of such issuance at the annual meeting of the Company’sstockholders on April 4, 2019.

130

  During the fiscal year ended October 31, 2019, holders of the Series D Preferred Stock converted all 30,680 Series D Preferred Shares into 62,040,496 shares ofcommon stock, resulting in a reduction of $31.2 million to the carrying value being recorded to equity.  Conversions in which the conversion price was below thefixed conversion price (the initial conversion price of the Series D Preferred Stock) resulted in a variable number of shares being issued to settle the conversionamounts and were treated as a partial  redemption of the Series D Preferred Shares.    Conversions during the year ended October 31,  2019 that  were settled in avariable number of shares and treated as redemptions resulted in deemed dividends of $6.0 million.  The deemed dividends represent the difference between the fairvalue of the shares of common stock issued to settle the conversion amounts and the carrying value of the Series D Preferred Shares.

As described above under the heading “Redemption Upon a Triggering Event,” a failure to pay any amounts due to the holders of the Series D Preferred Shares, aswell  as  certain  other  triggering  events,  would  have  permitted  the  holders  of  the  Series  D  Preferred  Shares  to  require  the  Company  to  redeem  such  Series  DPreferred Shares.

Alternatively,  in  the  event  of  a  triggering  event,  the  holders  of  Series  D  Preferred  Shares  could  elect  to  convert  such  shares  into  shares  of  common  stock  at  areduced conversion price, as described in additional detail above under the heading “Conversion Upon a Triggering Event.”

During the week of June 10, 2019, the holders of the Series D Preferred Stock asserted that certain triggering events had occurred under the Series D Certificate ofDesignation and indicated their intent to exercise their rights to convert certain of their shares at a reduced conversion price.  While the Company did not agree withthe basis for their assertions or their characterization of such events, there were provisions under the Series D Certificate of Designation which could be interpretedas giving the holders the right to demand such conversion at a reduced conversion price.  Accordingly, during the period beginning on June 11, 2019 and ending onJuly 3, 2019, the Company effected conversions at reduced conversion prices ranging from $0.14 to $0.61. Series C Preferred Stock During the fiscal year ended October 31, 2017, the Company issued 33,500 shares of Series C Preferred Stock for net proceeds of $27.9 million. As of October 31, 2018, there were 8,992 shares of Series C Preferred Stock issued and outstanding, with a carrying value of $7.5 million.  Upon the conversion ofthe last outstanding Series C Preferred Shares on May 23, 2019, there were no further Series C Preferred Shares outstanding. A summary of certain terms of the Series C Preferred Stock that were in effect prior to the conversion of all of the Series C Preferred Shares during fiscal 2019,including certain terms in effect prior to the date of the Waiver Agreement, dated February 21, 2019, between the Company and the holder of Series C PreferredStock (the “Waiver Agreement”), and that affected the accounting for the fiscal years ended October 31, 2019, 2018 and 2017 follows. Conversion Rights.  The Series C Preferred Shares were convertible into shares of common stock, subject to the beneficial ownership limitations provided in theCertificate of Designations, Preferences and Rights of the Series C Preferred Stock of the Company (the “Series C Certificate of Designations”), at a conversionprice equal to $22.08 per share.  The conversion price was subject to adjustment as provided in the Series C Certificate of Designations, including adjustments ifthe Company sold shares of common stock or equity securities convertible into or exercisable for shares of common stock, at variable prices below the conversionprice  then  in  effect.    In  the  event  of  a  triggering  event  (as  defined in  the  Series  C Certificate  of  Designations),  the  Series  C Preferred  Shares  would  have beenconvertible  into  shares  of  common  stock  at  a  conversion  price  equal  to  the  lower  of  the  conversion  price  then  in  effect  and  85% of  the  lowest  VWAP of  thecommon stock of the five trading days immediately prior to delivery of the applicable conversion notice.  The holders were prohibited from converting Series CPreferred Shares into shares of common stock if, as a result of such conversion, such holder, together with its affiliates, would own more than 8.99% of the totalnumber of shares of common stock then issued and outstanding. Each holder had the right to increase its maximum percentage up to 9.99% upon 60 days’ notice tothe Company. As described below, under the Waiver Agreement, the holder waived any triggering event occurring after the date of the Waiver Agreement, as well as its right todemand, require or otherwise receive cash payments under the Series C Certificate of Designations, which waiver would have terminated upon the occurrence ofcertain key triggering events, the occurrence of a fundamental transaction, a breach of the Waiver Agreement, or the occurrence of a bankruptcy triggering event.   

131

 Installment Payments Prior to Execution of Waiver Agreement. On November 1, 2017 and on the 16th day and 1st day of each calendar month thereafter untilMarch 1, 2019, subject to extension in certain circumstances (the “Series C Maturity Date”), inclusive, the Company was required to redeem the stated value ofSeries C Preferred Shares in 33 equal installments of approximately $1.0 million (each bimonthly amount, a “Series C Installment Amount” and the date of eachsuch payment, a “Series C Installment Date”). The holders had the ability to defer installment payments, but not beyond the Series C Maturity Date. In addition,during each period commencing on the 11th trading day prior to a Series C Installment Date and prior to the immediately subsequent Series C Installment Date, theholders could elect to accelerate the conversion of Series C Preferred Shares at the then applicable installment conversion price, provided that the holders could notelect to effect any such acceleration during such installment period if either (a) in the aggregate, all the accelerations in such installment period would exceed thesum of three other Series C Installment Amounts, or (b) the number of Series C Preferred Shares subject to prior accelerations would exceed in the aggregate 12Series C Installment Amounts. Subject to certain conditions as provided in the Series C Certificate of Designations, the Company could elect to pay the Series C Installment Amounts in cash orshares of common stock or in a combination of cash and shares of common stock. Series C Installment Amounts paid in shares were to be that number of shares of common stock equal to (a) the applicable Series C Installment Amount, to be paidin common stock divided by (b) the least of (i) the then existing conversion price, (ii) 87.5% of the VWAP of the common stock on the trading day immediatelyprior  to  the  applicable  Series  C  Installment  Date,  and  (iii)  87.5%  of  the  arithmetic  average  of  the  two  lowest  VWAPs  of  the  common  stock  during  the  10consecutive trading day period ending on and including the trading day immediately prior to the applicable Series C Installment Date, as applicable, provided thatthe  Company  met  standard  equity  conditions.  The  Company  was  required  to  make  such  election  no  later  than  the  11th trading  day  immediately  prior  to  theapplicable Series C Installment Date. If the Company elected or was required to pay a Series C Installment Amount in whole or in part in cash, the amount paid would have been equal to 108% of theapplicable Series C Installment Amount.

Under the Waiver Agreement, the Company was no longer obligated to make installment payments under Section 9 of the Series C Certificate of Designations, andthe holder was permitted to convert at any time, in its discretion, subject to certain beneficial ownership limitations. Redemption. In the event  of  a triggering event,  as defined in the Series  C Certificate  of Designations,  the holders of  the Series C Preferred Shares could forceredemption at  a  price  equal  to  the  greater  of  (a)  the  conversion amount  to  be redeemed multiplied  by 125% and (b)  the  product  of  (i)  the  conversion  rate  withrespect to the conversion amount in effect at such time as such holder delivers a triggering event redemption notice multiplied by (ii) the greatest closing sale priceof  the  common  stock  on  any  trading  day  during  the  period  commencing  on  the  date  immediately  preceding  such  triggering  event  and  ending  on  the  date  theCompany makes the entire payment required.

As described below, under the Waiver Agreement, the holder waived, subject to certain conditions and limitations, all triggering events occurring after the date ofthe Waiver Agreement. On February  21,  2019,  the  Company entered  into  the  Waiver  Agreement  with  the  holder  of  the  Series  C Preferred  Stock (such holder,  the  “Series  C Holder”).Under the Waiver Agreement, the Series C Holder waived any equity conditions failures that may have occurred under the Series C Certificate of Designations.The Series C Holder further  waived any triggering event  occurring after  the date of the Waiver Agreement,  as well  as its  right  to demand, require or otherwisereceive cash payments under the Series C Certificate of Designations, which waiver would have terminated upon the occurrence of certain key triggering events(failure to provide freely tradable shares, suspension from trading on the Nasdaq Global Market or another eligible market, or failure to convert or deliver sharesunder  certain  circumstances),  the  occurrence  of  a  fundamental  transaction,  a  breach  of  the  Waiver  Agreement,  or  the  occurrence  of  a  bankruptcy  triggeringevent.  In addition, the Company agreed in the Waiver Agreement, pursuant to Section 8(d) of the Series C Certificate of Designations, to adjust the conversionprice  of  the  Series  C  Preferred  Stock  in  connection  with  future  conversions,  such  that,  when  the  Series  C  Holder  converted  its  Series  C  Preferred  Stock  intocommon  stock,  it  would  receive  approximately  25%  more  shares  than  it  would  have  received  upon  conversion  prior  to  the  execution  of  the  WaiverAgreement.    Under the Waiver Agreement,  the conversion price of the Series C Preferred Stock was stated to be the lowest of (i)  $4.45, (ii)  85% of the lowestclosing bid price  of  the Company’s  common stock during the period beginning on and including the fifth  trading day prior  to  the date  on which the applicableconversion notice was delivered to the Company and ending on and including the date on which the applicable conversion notice was delivered to the Company,and (iii) 85% of the quotient of (A) the sum of the five lowest VWAPs of the Company’s

132

 common stock during the 20 consecutive trading day period ending on and including the trading day immediately preceding the applicable conversion date dividedby (B) five.  To determine the number of shares of common stock to be issued upon conversion, 125% of the value of the Series C Preferred Shares being convertedwas divided by the applicable conversion price.   The parties further agreed to waive the installment payment/conversion provisions in Section 9 of the Series CCertificate of Designations, which required installment conversions or payments to be made on the 1st and 16 th of each month (as described in additional detailabove).  Under the Waiver Agreement,  conversions of Series C Preferred Stock were permitted to occur and did occur after the original March 1, 2019 maturitydate, and the Company further agreed to reserve specific numbers of shares for issuance to the Series C Holder and the holders of the Series D Preferred Stock untilthe Company effected a reverse stock split, which occurred on May 8, 2019, or increased its authorized shares of common stock. The Waiver  Agreement  was treated for  accounting purposes  to  be an extinguishment  of  the Series  C Preferred Stock instrument  as  of  February 21,  2019.    TheSeries  C  Preferred  Stock  remained  classified  in  mezzanine  equity,  however,  the  carrying  value  was  adjusted  to  reflect  the  estimated  fair  value  of  the  post-modification  Series  C Preferred  Shares  which incorporated  the  new terms outlined in  the  Waiver  Agreement.    The valuation utilized  a  Binomial  Lattice  Model(“Lattice Model”) which is a commonly used methodology to value path-dependent options or stock units in order to capture their potential early conversion. TheLattice Model produces an estimated fair value based on changes in the underlying stock price over successive periods of time.  The assumptions used in the modelsuch as stock price, conversion price and conversion ratio were consistent with date of execution and terms in the Waiver Agreement.  Other assumptions includedthe volatility of the Company’s stock which was assumed to be 75% and a discount rate of 20% which was estimated based on various indices consistent with theCompany’s profile,  venture capital  rates of return and the Company’s borrowing rate.    The Lattice Model resulted in an estimated fair  value as of February 21,2019 of $13.5 million whereby the Series C Preferred Stock carrying value was adjusted to this amount.  As discussed below, a beneficial conversion feature wasrecorded during the three months ended January 31, 2019 due to reductions in the conversion price.  Upon extinguishment during the three months ended April 30,2019, the Company first allocated $6.6 million to the reacquisition of the embedded conversion option equal to the intrinsic value that was previously recognizedduring the three months ended January 31, 2019 for the embedded conversion option. Because the remaining estimated fair value of the instrument on February 21,2019 was less than the carrying amount of the Series C Preferred Stock, the amount of the shortfall resulted in a decrease in loss available to common stockholdersfor purposes of computing loss per share of $0.6 million.

In  order  to  resolve  different  interpretations  of  the  provisions  of  the  Series  C  Certificate  of  Designations  that  governed  adjustments  to  the  conversion  price  inconnection with sales of common stock under the Company’s at-the-market stock sales plan below the initial conversion price of $22.08 and whether such salesconstituted sales of variable priced securities under the Series C Certificate of Designations,  the Company’s Board of Directors agreed to reduce the conversionprice of the Series C Preferred Shares from $22.08 to $18.00 effective August 27, 2018 in exchange for a waiver of certain anti-dilution and price adjustment rightsunder the Series C Certificate of Designations for future at-the-market sales of common stock. The conversion price of the Series C Preferred Shares was adjustedagain on December 3, 2018 to $6.96, on December 17, 2018 to $6.00 and on January 2, 2019 to $5.16.  During the period from February 1, 2019 to May 23, 2019,the  conversion  price  was  further  adjusted  to  prices  ranging  from  $4.45  to  $1.27,  the  conversion  price  as  of  the  last  conversion,  which  occurred  on  May  23,2019.  Conversions occurring fiscal year ended October 31, 2019 resulted in a variable number of shares being issued to settle the conversion amounts and weretreated as a partial  redemption of the Series C Preferred Shares.   Conversions during the year ended October 31, 2019 that were settled in a variable number ofshares and treated as partial redemptions resulted in deemed contributions $1.5 million.  The deemed contributions represent the difference between the fair valueof the common shares issued to settle the conversion amounts and the carrying value of the Series C Preferred Shares.  Additionally, as discussed in more detailabove, the net loss attributable to common stockholders for the fiscal year ended October 31, 2019 was impacted by a $0.5 million decrease in the loss resultingfrom accounting  for  the  Waiver  Agreement  in  February  2019,  which  was  recorded  during  the  three  months  ended  April  30,  2019.    The  net  loss  attributable  tocommon stockholders  for  the year  ended October 31,  2019 also includes the $8.6 million redemption value adjustment  recorded during the three months endedJanuary 31, 2019.

Based on review of pertinent accounting literature including ASC 470 – Debt,  ASC 480 - Distinguishing Liabilities from Equity  and ASC 815 - Derivative andHedging,  the  Series  C Preferred  Shares  were classified  outside of  permanent  equity  on the  Consolidated Balance Sheets  and were recorded at  fair  value  on theissuance date (proceeds from the issuance, net of direct issuance cost).  The decline in the Company’s stock price during the three months ended January 31, 2019and between January 31, 2019 and the execution of the Waiver Agreement in February 2019 resulted in equity conditions failures under the Series C Certificate ofDesignations, which were waived by the Series C Holder in the Waiver Agreement, as described above.  Prior to the execution of such Waiver Agreement, the

133

 

conversion price was adjusted in December 2018 and January 2019 as described above.  This contingent beneficial conversion feature resulted in a $6.6 millionreduction in the Series C Preferred Shares carrying value. Because the equity conditions failures were continuing as of January 31, 2019 (prior to the execution ofthe Waiver Agreement), the Series C Preferred Shares were adjusted to 108% of stated redemption value as of January 31, 2019 with a corresponding charge tocommon stockholders of $8.6 million.

During the fiscal year ended October 31, 2019, holders of the Series C Preferred Stock converted 8,992 Series C Preferred Shares into 3,914,218 shares of commonstock, resulting in a reduction in carrying value of $15.5 million.  Upon the conversion of the last outstanding Series C Preferred Shares on May 23, 2019, therewere no further Series C Preferred Shares outstanding.   During the fiscal year ended October 31, 2018, holders of the Series C Preferred Stock converted 24,308 Series C Preferred Shares into common shares throughinstallment conversions resulting in a reduction of $20.2 million to the carrying value being recorded to equity.  Installment conversions occurring prior to August27, 2018 in which the conversion price was below the initial conversion price of $22.08 per share resulted in a variable number of shares being issued to settle theinstallment amount and were treated as a partial redemption of the Series C Preferred Shares.  As discussed above, the Company’s Board of Directors agreed toreduce the conversion price of the Series C Preferred Shares from $22.08 to $18.00 effective August 27, 2018 in exchange for a waiver of certain anti-dilution andprice adjustment rights under the Series C Certificate of Designations for future at-the-market sales. Installment conversions occurring between August 27, 2018and October 31, 2018 in which the installment conversion price was below the adjusted conversion price of $18.00 per share resulted in a variable number of sharesbeing issued to settle the installment amount and were treated as a partial  redemption of the Series C Preferred Shares.  Installment conversions during the yearended October 31, 2018 that were settled in a variable number of shares and treated as partial redemptions resulted in deemed dividends of $9.6 million. Redeemable Series B Preferred Stock The  Company  has  designated  105,875  shares  of  its  authorized  preferred  stock  as  Series  B  Preferred  Stock  (liquidation  preference  $1,000.00  per  share).  As  ofOctober 31, 2019 and 2018, there were 64,020 shares of Series B Preferred Stock issued and outstanding, with a carrying value of $59.9 million.  The shares ofSeries B Preferred Stock and the shares of common stock issuable upon conversion of the shares of Series B Preferred Stock are covered by a registration rightsagreement.  The following is a summary of certain provisions of the Series B Preferred Stock. Ranking. Shares  of  the  Company’s  Series  B  Preferred  Stock  rank  with  respect  to  dividend  rights  and  rights  upon  the  Company’s  liquidation,  winding  up  ordissolution:

 

  • senior to shares of the Company’s common stock; 

  • junior to the Company’s debt obligations; and 

  • effectively junior to the Company’s subsidiaries’ (i) existing and future liabilities and (ii) capital stock held by others. Dividends. The Series B Preferred Stock pays cumulative annual dividends of $50.00 per share which are payable quarterly in arrears on February 15, May 15,August 15 and November 15. Dividends accumulate and are cumulative from the date of original issuance. Unpaid accumulated dividends do not bear interest. The dividend rate is subject to upward adjustment as set forth in the Amended Certificate of Designation for the Series B Preferred Stock (the “Series B Certificateof Designation”) if the Company fails to pay, or to set apart funds to pay, any quarterly dividend on the Series B Preferred Stock. The dividend rate is also subjectto upward adjustment as set forth in the Registration Rights Agreement entered into with the initial purchasers of the Series B Preferred Stock (the “RegistrationRights Agreement”) if the Company fails to satisfy its registration obligations with respect to the Series B Preferred Stock (or the underlying common shares) underthe Registration Rights Agreement.

 No dividends or other distributions may be paid or set apart for payment on the Company’s common stock (other than a dividend payable solely in shares of a likeor junior ranking), nor may any stock junior to or on parity with the Series B Preferred Stock be redeemed, purchased or otherwise acquired for any consideration(or any money paid to or made available for a sinking fund for such stock) by the Company or on its behalf  (except by conversion into or exchange for shares of alike or junior ranking), unless all accumulated and unpaid Series B Preferred Stock dividends

134

 have been paid or funds or shares of common stock have been set aside for payment of accumulated and unpaid Series B Preferred Stock dividends.

 The  dividend  on  the  Series  B  Preferred  Stock  may  be  paid  in  cash  or,  at  the  option  of  the  holder,  in  shares  of  the  Company’s  common  stock,  which  will  beregistered pursuant to a registration statement to allow for the immediate sale of these shares of common stock in the public market.   Dividends of $3.2 millionwere paid in cash in each of the fiscal years ended October 31, 2018 and 2017, and dividends of $1.6 million were paid in cash during the fiscal year ended October31, 2019. There were no cumulative unpaid dividends as of October 31, 2018 and cumulative unpaid dividends as of October 31, 2019 were $1.6 million.

No dividends were declared or paid by the Company on the Series B Preferred Stock in connection with the May 15, 2019 and August 15, 2019 dividend paymentdates.  Based on the dividend rate in effect on May 15, 2019 and August 15, 2019, the aggregate amount of such dividend payments would have been $1.6 million.Because  such  dividends  were  not  paid  on  May  15  or  August  15,  under  the  terms  of  the  Series  B  Certificate  of  Designation,  the  holders  of  shares  of  Series  BPreferred Stock were entitled to receive, when, as and if, declared by the Board, dividends at a dividend rate per annum equal to the normal dividend rate of 5%plus an amount equal to the number of dividend periods for which the Company failed to pay or set apart funds to pay dividends multiplied by 0.0625%, for eachsubsequent dividend period until the Company has paid or provided for the payment of all dividends on the shares of Series B Preferred Stock for all prior dividendperiods.  On October 30, 2019, dividends were declared by the Board of Directors with respect to the May 15, 2019 and August 15, 2019 dividend payment dates aswell as the November 15, 2019 dividend payment date. Such dividend payments were made subsequent to the fiscal year ended October 31, 2019.

 Liquidation.   The  holders  of  Series  B  Preferred  Stock  are  entitled  to  receive,  in  the  event  that  the  Company  is  liquidated,  dissolved  or  wound  up,  whethervoluntarily or involuntarily, $1,000.00 per share plus all accumulated and unpaid dividends up to but excluding the date of that liquidation, dissolution, or windingup (“Liquidation Preference”). Until the holders of Series B Preferred Stock receive their Liquidation Preference in full, no payment will be made on any juniorshares,  including shares  of  the  Company’s  common stock.    After  the  Liquidation  Preference  is  paid  in  full,  holders  of  the  Series  B Preferred  Stock will  not  beentitled to receive any further distribution of the Company’s assets.  As of October 31, 2019 and 2018, the Series B Preferred Stock had a Liquidation Preference of$64.0 million.

 Conversion Rights.  Each share of Series B Preferred Stock may be converted at any time, at the option of the holder, into 0.591 shares of the Company’s commonstock (which is equivalent to an initial conversion price of $1,692.00 per share) plus cash in lieu of fractional shares. The conversion rate is subject to adjustmentupon the occurrence  of  certain  events,  as  described in  the Series  B Certificate  of  Designation.    The conversion rate  is  not  adjusted for  accumulated  and unpaiddividends. If converted, holders of Series B Preferred Stock do not receive a cash payment for all accumulated and unpaid dividends; rather, all accumulated andunpaid dividends are canceled.

 The  Company  may,  at  its  option,  cause  shares  of  Series  B Preferred  Stock  to  be  automatically  converted  into  that  number  of  shares  of  common stock  that  areissuable at the then prevailing conversion rate. The Company may exercise its conversion right only if the closing price of its common stock exceeds 150% of thethen prevailing conversion price ($1,692.00 per share as of October 31, 2019) for 20 trading days during any consecutive 30 trading day period, as described in theSeries B Certificate of Designation.

 If  holders  of  Series  B  Preferred  Stock  elect  to  convert  their  shares  in  connection  with  certain  fundamental  changes,  as  defined  in  the  Series  B  Certificate  ofDesignation, the Company will in certain circumstances increase the conversion rate by a number of additional shares of common stock upon conversion or, in lieuthereof, the Company may in certain circumstances elect to adjust the conversion rate and related conversion obligation so that shares of Series B Preferred Stockare converted into shares of the acquiring or surviving company, in each case as described in the Series B Certificate of Designation.

 The adjustment of the conversion price is to prevent dilution of the interests of the holders of the Series B Preferred Stock from certain dilutive transactions withholders of common stock.

 Redemption. The Company does  not  have  the  option  to  redeem the  shares  of  Series  B Preferred  Stock.  However,  holders  of  the  Series  B Preferred  Stock  canrequire the Company to redeem all or part of their shares at a redemption price equal to the Liquidation Preference of the shares to be redeemed in the case of a“fundamental change” (as described in the Series B Certificate of Designation).  A fundamental change will be deemed to have occurred if any of the followingoccurs:

 

135

   • any “person” or “group” is or becomes the beneficial owner, directly or indirectly, of 50% or more of the total voting power of all classes of the

Company’s capital stock then outstanding and normally entitled to vote in the election of directors; 

  • during any period of two consecutive years, individuals who at the beginning of such period constituted the board of directors (together with anynew directors whose election by the Company’s board of directors or whose nomination for election by the stockholders was approved by a vote oftwo-thirds of the Company’s directors then still in office who were either directors at the beginning of such period or whose election or nominationfor election was previously so approved) cease for any reason to constitute a majority of the directors then in office; 

  • the termination of trading of the Company’s common stock on The Nasdaq Stock Market and such shares are not approved for trading or quotedon any other U.S. securities exchange or established over-the-counter trading market in the U.S.; or 

  • the Company consolidates with or merges with or into another person or another person merges with or into the Company or the sale, assignment,transfer, lease, conveyance or other disposition of all or substantially all of the Company’s assets and certain of its subsidiaries, taken as a whole,to another person and, in the case of any such merger or consolidation, the Company’s securities that are outstanding immediately prior to suchtransaction  and  which  represent  100% of  the  aggregate  voting  power  of  the  Company’s  voting  stock  are  changed  into  or  exchanged  for  cash,securities  or  property,  unless  pursuant  to  the  transaction  such  securities  are  changed  into  securities  of  the  surviving  person  that  represent,immediately after such transaction, at least a majority of the aggregate voting power of the voting stock of the surviving person.

 Notwithstanding the foregoing, holders of shares of Series B Preferred Stock will not have the right to require the Company to redeem their shares if:

 

  • the  last  reported  sale  price  of  shares  of  the  Company’s  common stock for  any five  trading days within the  10 consecutive  trading days endingimmediately before the later of the fundamental change or its announcement equaled or exceeded 105% of the conversion price of the shares ofSeries B Preferred Stock immediately before the fundamental change or announcement; 

  • at least 90% of the consideration (excluding cash payments for fractional shares and in respect of dissenters’ appraisal rights) in the transaction ortransactions constituting the fundamental change consists of shares of capital stock traded on a U.S. national securities exchange or quoted on theNasdaq Stock Market, or which will be so traded or quoted when issued or exchanged in connection with a fundamental change, and as a result ofthe transaction or transactions, shares of Series B Preferred Stock become convertible into such publicly traded securities; or 

  • in  the  case  of  a  fundamental  change  event  described  in  the  fourth  bullet  above,  the  transaction  is  affected  solely  to  change  the  Company’sjurisdiction of incorporation. 

Moreover, the Company will not be required to redeem any Series B Preferred Stock upon the occurrence of a fundamental change if a third party makes an offer topurchase the Series B Preferred Stock in the manner, at the price, at the times and otherwise in compliance with the requirements set forth above and such thirdparty purchases all Series B Preferred Stock validly tendered and not withdrawn. The Company may, at its option, elect to pay the redemption price in cash, in shares of the Company’s common stock valued at a discount of 5% from the marketprice of shares of the Company’s common stock, or in any combination thereof.  Notwithstanding the foregoing, the Company may only pay such redemption pricein shares of the Company’s common stock that are registered under the Securities Act of 1933 and eligible for immediate sale in the public market by non-affiliatesof the Company. Voting Rights. Holders of Series B Preferred Stock currently have no voting rights; however, holders may receive certain voting rights, as described in the Series BCertificate  of  Designation,  if  (a)  dividends  on any shares  of  Series  B Preferred  Stock,  or  any other  class  or  series  of  stock ranking  on parity  with  the  Series  BPreferred Stock with respect to the payment of dividends, shall be in arrears for dividend periods, whether or not consecutive, containing in the

136

 aggregate a number of days equivalent to six calendar quarters or (b) the Company fails to pay the redemption price, plus accrued and unpaid dividends, if any, onthe redemption date for shares of Series B Preferred Stock following a fundamental change.

 So long as any shares of Series B Preferred Stock remain outstanding, the Company will not, without the consent of the holders of at least two-thirds of the sharesof Series B Preferred Stock outstanding at the time (voting separately as a class with all other series of preferred stock, if any, on parity with the Series B PreferredStock upon which like voting rights have been conferred and are exercisable) issue or increase the authorized amount of any class or series of shares ranking seniorto  the  outstanding  shares  of  the  Series  B Preferred  Stock  as  to  dividends  or  upon  liquidation.  In  addition,  the  Company  will  not,  subject  to  certain  conditions,amend, alter or repeal provisions of the Company’s certificate of incorporation, including the Series B Certificate of Designation, whether by merger, consolidationor otherwise, so as to adversely amend, alter or affect any power, preference or special right of the outstanding shares of Series B Preferred Stock or the holdersthereof without the affirmative vote of not less than two-thirds of the issued and outstanding Series B Preferred Stock shares.

 Class A Cumulative Redeemable Exchangeable Preferred Shares (the “Series 1 Preferred Shares”) As  of  October  31,  2019,  FCE FuelCell  Energy  Ltd.  (“FCE Ltd.”),  one  of  the  Company's  indirect  subsidiaries,  had  1,000,000  Class  A Cumulative  RedeemableExchangeable  Preferred  Shares  (the  “Series  1  Preferred  Shares”)  issued  and  outstanding,  which  were  and  are  held  solely  by  Enbridge,  Inc.  ("Enbridge").    TheCompany guarantees the return of principal and dividend obligations of FCE Ltd. to the holder of the Series 1 Preferred Shares. On March  31,  2011 and  April  1,  2011,  the  Company entered  into  agreements  with  Enbridge  to  modify  the  provisions  of  the  Series  1  Preferred  Shares  of  FCELtd.  Consistent with the previous Series 1 Preferred Share agreement, FuelCell Energy continues to guarantee the return of principal and dividend obligations ofFCE Ltd. to the holders of Series 1 Preferred Shares under the modified agreement. On January 20, 2020, the Company, FCE Ltd., and Enbridge entered into the January 2020 Letter Agreement pursuant to which they agreed to modify certain termsof the Series 1 Preferred Shares.  Refer to Note 23. “Subsequent Events” for additional information regarding such letter agreement and such modified terms.   The following summary of the terms of the Series 1 Preferred Shares describes such terms as they existed on October 31, 2019 (prior to any modification coveredby the January 2020 Letter Agreement). The terms of the Series 1 Preferred Shares required (i) annual dividend payments of Cdn. $500,000 and (ii) annual return of capital payments of Cdn. $750,000.These payments, which were made on a quarterly basis, commenced on March 31, 2011 and were scheduled to end on December 31, 2020. Dividends accrued at a1.25% quarterly rate on the unpaid principal  balance,  and additional  dividends accrued on the cumulative unpaid dividends (inclusive of the Cdn. $12.5 millionunpaid dividend balance as of the modification date) at a rate of 1.25% compounded quarterly.  The amount of all accrued and unpaid dividends on the Series 1Preferred Shares of Cdn. $21.1 million and the balance of the principal redemption price of Cdn. $4.4 million as of October 31, 2019 were scheduled to be paid tothe holders of the Series 1 Preferred Shares on December 31, 2020.  FCE Ltd. had the option, subject to the Company having sufficient authorized and unissuedshares, of making dividend payments in the form of cash or shares of the Company’s common stock under the terms of the Series 1 Preferred Shares. 

137

 In addition to the above, the significant terms of the Series 1 Preferred Shares as they existed on October 31, 2019 (prior to any modification covered by the letteragreement referenced above) include the following: 

  • Voting Rights —The holders of the Series 1 Preferred Shares are not entitled to any voting rights. 

  • Dividends — Dividend payments could be made in cash or shares of common stock of the Company, at the option of FCE Ltd., and if commonstock was issued, it could be unregistered. If FCE Ltd. elected to make such payments by issuing shares of common stock of the Company, thenumber of shares of common stock was to be determined by dividing the cash dividend obligation by 95% of the volume weighted average price inU.S. dollars at which board lots of the common shares were traded on The Nasdaq Stock Market during the 20 consecutive trading days precedingthe  end  of  the  calendar  quarter  for  which  such  dividend  in  common shares  was  to  be  paid,  converted  into  Canadian  dollars  using  the  Bank  ofCanada’s noon rate of exchange on the day of determination. 

  • Redemption — The Series 1 Preferred Shares were redeemable by FCE Ltd. for Cdn. $25.00 per share less any amounts paid as a return of capitalin respect of such share plus all unpaid dividends and accrued interest. 

  • Liquidation or Dissolution — In the event of the liquidation or dissolution of FCE Ltd., the holders of Series 1 Preferred Shares will be entitled toreceive Cdn. $25.00 per share less any amounts paid as a return of capital in respect of such share plus all unpaid dividends and accrued interest.The Company has guaranteed any liquidation obligations of FCE Ltd. 

  • Exchange Rights — A holder of Series 1 Preferred Shares had the right, at its option, to exchange such shares for fully paid and non-assessableshares of common stock of the Company at the following exchange prices:

 

  • Cdn. $19,974.24 per share of the Company’s common stock after July 31, 2015 until July 31, 2020; and 

  • at any time after July 31, 2020, a price equal to 95% of the then current  market price (in Cdn. $) of shares of the Company’s commonstock at the time of conversion.

  

The exchange rates set forth above were subject to adjustment if the Company: (i) subdivided or consolidated the common stock; (ii) paid a stockdividend;  (iii)  issued  rights,  options  or  other  convertible  securities  to  the  Company's  common  stockholders  enabling  them to  acquire  commonstock at a price less than 95% of the then-current price; or (iv) fixed a record date to distribute to the Company's common stockholders shares ofany other class of securities, indebtedness or assets. For example, if, under the terms as they existed on October 31, 2019, the holder of the Series 1 Preferred Shares was to exercise its conversionrights  after  July  31,  2020,  then,  assuming  the  common  stock  price  was  $0.24  (the  common  stock  closing  price  on  October  31,  2019)  and  theexchange rate was U.S. $1.00 to Cdn. $1.32 (the exchange rate on October 31, 2019) at the time of conversion, the Company would have beenrequired to issue approximately 1,234,279 shares of its common stock. 

Because the Series 1 Preferred Shares represent a mandatorily redeemable financial instrument, they are presented as a liability on the Consolidated Balance Sheet. The  Company  made  payments  of  Cdn.  $0.3  million,  Cdn.  $1.3  million  and  Cdn.  $1.3  million  during  fiscal  years  2019,  2018  and  2017,  respectively.    TheCompany’s  return  of  capital  and  dividend  payments  were  not  made  for  the  calendar  quarters  ended  on  March  31,  2019,  June  30,  2019  and  September  30,2019.  Subsequent to the fiscal year ended October 31, 2019, the Company made the return of capital and dividend payments for the obligations due as of March31,  2019,  June  30,  2019  and  September  30,  2019.    The  Company  recorded  interest  expense,  which  reflects  the  amortization  of  the  fair  value  discount  ofapproximately  Cdn.  $3.0  million,  Cdn.  $2.8  million  and  Cdn.  $2.6  million  in  the  fiscal  years  ended  October  31,  2019,  2018  and  2017,  respectively.    As  ofOctober 31, 2019 and 2018, the carrying value of the Series 1 Preferred Shares was Cdn. $22.7 million ($17.2 million) and Cdn. $20.9 million ($15.9 million),respectively. and was classified as preferred stock obligation of subsidiary on the Consolidated Balance Sheets.   

138

 Derivative liability related to Series 1 Preferred Shares The conversion feature and variable dividend contained in the terms of the Series 1 Preferred Shares are not clearly and closely related to the characteristics of theSeries  1  Preferred  Shares.  Accordingly,  these  features  qualify  as  embedded  derivative  instruments  and  are  required  to  be  bifurcated  and  recorded  as  derivativefinancial instruments at fair value. The conversion feature is valued using a lattice model.  Based on the pay-off profiles of the Series 1 Preferred Shares as of October 31, 2019, it was assumed thatwe would exercise the call option to force conversion in 2020. Conversion after 2020 would have delivered a fixed pay-off to the investor and was modeled as afixed payment in 2020.  The cumulative dividend is modeled as a quarterly cash dividend component (to satisfy the minimum dividend payment requirement), anda one-time cumulative dividend payment in 2020. The variable dividend is valued using a Monte Carlo simulation model. The assumptions used in these valuation models  include historical  stock price volatility,  risk-free interest  rate  and a credit  spread based on the yield indexes oftechnology  high  yield  bonds,  foreign  exchange  volatility  as  the  security  is  denominated  in  Canadian  dollars,  and  the  closing  price  of  our  common  stock.  Theaggregate fair value of these derivatives included within long-term debt and other liabilities on the Consolidated Balance Sheets as of October 31, 2019 and 2018was $0.6 million and $0.8 million, respectively. Note 16. Segment Information We are engaged in the development, design, production, construction and servicing of high temperature fuel cells for clean electric power generation. Critical to thesuccess of our business is, among other things, our research and development efforts, both through customer-sponsored projects and Company-sponsored projects.The research and development activities are viewed as another product line that contributes to the development, design, production and sale of fuel cell products,however,  it  is  not  considered  a  separate  operating  segment.  The  chief  operating  decision  maker  does  not  review  and  assess  financial  information  at  a  discreteenough level to be able to assess performance of research and development activities as if they operated as a standalone business segment, therefore, the Companyhas identified one business segment: fuel cell power plant production and research. Revenues, by geographic location (based on the customer’s ordering location) for the years ended October 31, 2019, 2018 and 2017 were as follows (in thousands): 

2019 2018 2017 United States   $ 56,211    $ 50,953    $ 47,539 South Korea     2,686      36,279      44,217 England     1,496      387      368 Germany     359      1,795      2,740 Canada     —      23      729 Spain     —      —      73 

Total   $ 60,752    $ 89,437    $ 95,666 

 Service agreement revenue which is included within Service agreements and license revenues on the consolidated statement of operations was $15.1 million, $13.5million and $24.4 million, for the years ended October 31, 2019, 2018 and 2017, respectively. Long-lived assets located outside of the United States as of October 31, 2019 and 2018 are not significant individually or in the aggregate. Note 17. Benefit Plans We have stockholder approved equity incentive plans, a stockholder approved Employee Stock Purchase Plan (the “ESPP”) and an employee tax-deferred savingsplan, which are described in more detail below.

139

  2018 Omnibus Incentive Plan The  Company’s  2018  Omnibus  Incentive  Plan  (the  “2018  Incentive  Plan”)  was  approved  by  the  Company’s  stockholders  at  the  2018  Annual  Meeting  ofStockholders, which was held on April 5, 2018.  The 2018 Incentive Plan provides that a total of 0.3 million shares of the Company’s common stock may be issuedthereunder.  The 2018 Incentive Plan authorizes grants of stock options, stock appreciation rights (“SARs”), restricted stock awards (“RSAs”), restricted stock units(“RSUs”), performance shares, performance units and incentive awards to key employees, directors, consultants and advisors.  Stock options, RSAs and SARs haverestrictions as to transferability. Stock option exercise prices are fixed by the Company’s board of directors but shall not be less than the fair market value of ourcommon stock on the date of the grant. SARs may be granted in conjunction with stock options. Stock options generally vest ratably over 4 years and expire 10years from the date of grant.  As of October 31, 2019, there were 0.1 million shares available for grant under the 2018 Incentive Plan. Other Equity Incentive Plans The Company has a 2010 Equity Incentive Plan.  In April 2017, the number of shares of common stock reserved for issuance under the 2010 Equity Incentive Planwas increased to 4.5 million shares.  Under the 2010 Equity Incentive Plan, the Board was authorized to grant incentive stock options, nonstatutory stock options,SARs,  RSAs,  RSUs,  performance  units,  performance  shares,  dividend  equivalent  rights  and  other  stock  based  awards  to  our  officers,  key  employees  and  non-employee directors. Stock options, RSAs and SARs have restrictions as to transferability. Stock option exercise prices are fixed by the Board but shall not be lessthan the fair  market  value of our common stock on the date of the grant.  SARs may be granted in conjunction with stock options.  Stock options generally vestratably over 4 years and expire 10 years from the date of grant. The Company also has an international award program to provide RSUs for the benefit of certainemployees outside the United States. At October 31, 2019, equity awards outstanding under the 2010 Equity Incentive Plan consisted of incentive stock options,nonstatutory stock options, RSAs and RSUs. The Company's 1998, 2006 and 2010 Equity Incentive Plans remain in effect only to the extent of awards outstanding under the plans as of October 31, 2019. Share-based compensation was reflected in the consolidated statements of operations as follows (in thousands): 

  2019 2018 2017 Cost of revenues   $ 593    $ 543    $ 1,050 General and administrative expense     1,865      2,256      2,721 Research and development expense     272      355      679     $ 2,730    $ 3,154    $ 4,450

 

 Stock Options We account for stock options awarded to non-employee directors under the fair value method. The fair value of stock options is estimated on the grant date usingthe Black-Scholes option valuation model and the following weighted-average assumptions (there were no options granted in fiscal year 2019): 

  2018 2017 Expected life (in years)     7.0      7.0 Risk free interest rate     2.8%    2.2%Volatility     72.7%    79.5%Dividend yield     —%    —% The expected life is the period over which our non-employee directors are expected to hold the options and is based on historical data for similar grants. The riskfree interest rate is based on the expected U.S. Treasury rate over the expected life. Expected volatility is based on the historical volatility of our stock. Dividendyield is based on our expected dividend payments over the expected life.

140

  The following table summarizes our stock option activity for the year ended October 31, 2019: 

 

Weighted-AverageOption

Options Shares Price Outstanding as of October 31, 2018     26,958    $ 124.08 

Granted     -    $ - Cancelled     (2,031)   $ 362.58 

Outstanding as of October 31, 2019     24,927    $ 104.73 

 The weighted average grant-date fair value per share for options granted during the years ended October 31, 2018 and 2017 was $21.36 and $18.00, respectively.There were no options exercised in fiscal years 2019, 2018 or 2017. The following table summarizes information about stock options outstanding and exercisable as of October 31, 2019: 

  Options Outstanding Options Exercisable Weighted Average Weighted Weighted Remaining Average Average

Range of Number Contractual Exercise Number Exercise Exercise Prices outstanding Life Price exercisable Price $0.00 — $38.76     13,192      7.8    $ 19.16      13,192    $ 19.16 $38.77 — $416.16     11,735      3.7    $ 200.93      11,735    $ 200.93       24,927      5.9    $ 104.73      24,927    $ 104.73

 

 There was no intrinsic value for options outstanding and exercisable at October 31, 2019. Restricted Stock Awards and Units The following table summarizes our RSA and RSU activity for the year ended October 31, 2019: 

  Weighted-Average

Restricted Stock Awards and Units Shares Fair Value Outstanding as of October 31, 2018     364,215      24.36 

Granted     71,885      4.40 Vested     (177,961)     20.59 Forfeited     (67,024)     22.40 

Outstanding as of October 31, 2019     191,115      16.11 

 RSA and RSU expense is based on the fair value of the award at the date of grant and is amortized over the vesting period, which is generally over 3 or 4 years. Asof October 31, 2019, the 0.2 million outstanding RSAs and RSUs had an average remaining life of 0.8 years and an aggregate intrinsic value of $45,500. As of October 31, 2019, total unrecognized compensation cost related to RSAs and RSUs was $1.7 million which is expected to be recognized over the next yearon a weighted-average basis. Stock Awards During the years ended October 31, 2019, 2018 and 2017, we awarded 29,454, 13,226 and 7,167 shares, respectively, of fully vested, unrestricted common stock tothe independent members of our board of directors as a component of board of director compensation which resulted in recognizing $0.1 million, $0.3 million and$0.1 million of expense, respectively. 

141

 Employee Stock Purchase Plan The 2018 Employee Stock Purchase Plan (the “ESPP”) was approved by the Company’s stockholders at the 2018 Annual Meeting of Stockholders.  The adoptionof the ESPP allows the Company to provide eligible employees of FuelCell Energy, Inc. and of certain designated subsidiaries with the opportunity to voluntarilyparticipate  in  the  ESPP,  enabling  such  participants  to  purchase  shares  of  the  Company’s  common  stock  at  a  discount  to  market  price  at  the  time  of  suchpurchase.  The maximum number of the Company’s shares of common stock that may be issued under the ESPP is 41,667 shares.  The previous Employee StockPurchase Plan was suspended as of May 1, 2017 because we did not have sufficient shares of common stock available for issuance. Under the ESPP, eligible employees have the right to purchase shares of common stock at the lesser of (i) 85% of the last reported sale price of our common stockon the first business day of the offering period, or (ii) 85% of the last reported sale price of the common stock on the last business day of the offering period, ineither case rounded up to avoid impermissible trading fractions. Shares issued pursuant to the ESPP contain a legend restricting the transfer or sale of such commonstock for a period of 0.5 years after the date of purchase.  The ESPP activity for the year ended October 31, 2019 was de minimis. Employee Tax-Deferred Savings Plans We offer a 401(k) plan (the “Plan”) to all full time employees that provides for tax-deferred salary deductions for eligible employees (beginning the first monthfollowing  an  employee’s  hire  date).  Employees  may  choose  to  make  voluntary  contributions  of  their  annual  compensation  to  the  Plan,  limited  to  an  annualmaximum amount  as  set  periodically  by  the  Internal  Revenue  Service.  Employee  contributions  are  fully  vested  when made.  Under  the  Plan,  there  is  no  optionavailable to the employee to receive or purchase our common stock.  Matching contributions of 2% under the Plan aggregated $0.5 million for each of the yearsended October 31, 2019, 2018, and 2017. Note 18. Income Taxes The components of loss before income taxes for the years ended October 31, 2019, 2018, and 2017 were as follows (in thousands): 

  2019 2018 2017 U.S.   $ (74,133)   $ (47,314)   $ (49,723)Foreign     (3,326)     (3,035)     (4,136)Loss before income taxes   $ (77,459)   $ (50,349)   $ (53,859) The Company recorded an income tax provision totaling $0.1 million for the year ended October 31, 2019 compared to income tax benefit of $3.0 million and a taxprovision of $0.04 million for the years ended October 31, 2018 and 2017, respectively.  The income tax expense for the year ended October 31, 2019 primarilyrelated to foreign taxes in South Korea and Canada.  The income tax benefit for the year ended October 31, 2018 primarily related to the Tax Cuts and Jobs Act (the“Act”) that was enacted on December 22, 2017. The Act reduced the U.S. federal corporate tax rate from 34% to 21% effective January 1, 2018 which resulted in adeferred  tax  benefit  of  $1.0  million  primarily  related  to  a  reduction  of  the  Company’s  deferred  tax  liability  for  in  process  research  and  development(“IPR&D”).  The Act also established an unlimited carryforward period for the net operating loss (“NOL”) the Company generated after 2017.  This provision ofthe Act resulted in a reduction of the valuation allowance attributable to deferred tax assets at the enactment date by $2.0 million based on the indefinite life of theresulting NOL as well as the deferred tax liability for IPR&D.   The income tax  expense  for  the  year  ended October  31,  2017 related  to  foreign  withholding taxes  and income taxes  in  South Korea  and there  was no deferredfederal income tax expense (benefit) for the year ended October 31, 2017.  Franchise tax expense, which is included in administrative and selling expenses, was$0.2 million, $0.5 million and $0.5 million for the years ended October 31, 2019, 2018 and 2017, respectively. 

142

 The reconciliation of the federal statutory income tax rate to our effective income tax rate for the years ended October 31, 2019, 2018 and 2017 was as follows: 

  2019 2018 2017 Statutory federal income tax rate     (21.0)%     (23.2)%     (34.0)%

Increase (decrease) in income taxes resulting from:                       State taxes, net of Federal benefits     (2.9)%     0.7%     (1.3)%Foreign withholding tax     0.1%     0.0%     0.1%Net operating loss expiration and true-ups     (1.3)%     4.6%     (4.6)%Nondeductible expenditures     0.2%     1.5%     1.9%Change in tax rates     (0.1)%     201.6%     (0.8)%Other, net     (0.3)%     0.0%     0.6%Valuation allowance     25.4%     (191.2)%     38.2%

Effective income tax rate     0.1%     (6.0)%     0.1% Our deferred tax assets and liabilities consisted of the following at October 31, 2019 and 2018 (in thousands): 

  2019 2018 Deferred tax assets:                

Compensation and benefit accruals   $ 7,446    $ 7,767 Bad debt and other allowances     905      426 Capital loss and tax credit carry-forwards     12,645      12,295 Net operating losses (domestic and foreign)     217,430      202,643 Deferred license revenue     4,264      4,765 Inventory valuation allowances     312      238 Accumulated depreciation     9,200      4,374 Grant revenue     798      910 

Gross deferred tax assets:     253,000      233,418 Valuation allowance     (250,985)     (231,403)Deferred tax assets after valuation allowance     2,015      2,015 

Deferred tax liability:                In process research and development     (2,321)     (2,356)

Net deferred tax liability   $ (306)   $ (341) We continually evaluate our deferred tax assets as to whether it is “more likely than not” that the deferred tax assets will be realized. In assessing the realizability ofour deferred tax assets, management considers the scheduled reversal of deferred tax liabilities, projected future taxable income and tax planning strategies. Basedon the projections for future taxable income over the periods in which the deferred tax assets are realizable, management believes that significant uncertainty existssurrounding the recoverability of the deferred tax assets. As a result, we recorded a valuation allowance against our net deferred tax assets. None of the valuationallowance will reduce additional paid in capital upon subsequent recognition of any related tax benefits.  As of October 31, 2019, we had federal and state NOLcarryforwards of $850.0 million and $438.8 million, respectively. The federal NOL carryforwards expire in varying amounts from 2020 through 2037 while stateNOL carryforwards expire in varying amounts from fiscal year 2020 through 2039.  Federal NOLs generated beginning in fiscal 2018 are not subject to expirationsubsequent to the Act discussed above.  Additionally, we had $8.8 million of state tax credits available that will expire from tax years 2020 to 2039. We complete  a  detailed Section 382 ownership shift  analysis  on an annual  basis  to  determine whether  any of  our  NOL and credit  carryovers  will  be subject  tolimitation. Based on that study, we determined that there was no ownership change as of the end of our fiscal year 2019 that impacts Section 382.  The acquisitionof Versa in fiscal year 2013 triggered a Section 382 ownership change at the level of Versa Power System which will limit the future usage of some of the federaland state NOLs that  we acquired in that  transaction.    Accordingly,  a  valuation allowance has been recorded against  the deferred tax asset  associated with theseattributes.

143

  The Company’s financial  statements reflect  expected future tax consequences of uncertain tax positions that  the Company has taken or expects  to take on a taxreturn (including a decision whether to file or not file a return in a particular jurisdiction) presuming the taxing authorities’ full knowledge of the position and allrelevant facts. The liability for unrecognized tax benefits as of October 31, 2019 and 2018 was $15.7 million. This amount is directly associated with a tax position taken in a yearin  which  federal  and  state  NOL  carryforwards  were  generated.  Accordingly,  the  amount  of  unrecognized  tax  benefit  has  been  presented  as  a  reduction  in  thereported  amounts  of  our  federal  and  state  NOL  carryforwards.  It  is  our  policy  to  record  interest  and  penalties  on  unrecognized  tax  benefits  as  income  taxes;however, because of our significant NOLs, no provision for interest or penalties has been recorded. We file  income tax returns  in the U.S.  and certain  states,  primarily  Connecticut  and California,  as  well  as  income tax returns  required internationally  for  SouthKorea and Germany. We are open to examination by the Internal Revenue Service and various states in which we file for fiscal year 2002 to the present.  Duringthe fiscal year ended October 31, 2018, the Company underwent an IRS examination for its fiscal year 2016 tax year which was closed without material adjustment. Note 19. Loss Per Share Basic  earnings  (loss)  per  common  share  (“EPS”)  are  generally  calculated  as  income  (loss)  available  to  common  stockholders  divided  by  the  weighted  averagenumber of common shares outstanding. Diluted EPS is generally calculated as income (loss) available to common stockholders divided by the weighted averagenumber of common shares outstanding plus the dilutive effect of common share equivalents. The calculation of basic and diluted EPS for the years ended October 31, 2019, 2018 and 2017 was as follows (amounts in thousands, except share and per shareamounts): 

  2019 2018 2017 Numerator                      

Net loss  $ (77,568)  $ (47,334)  $ (53,903)Series A warrant exchange    (3,169)    —     — Series B Preferred stock dividends    (3,231)    (3,200)    (3,200)Series C Preferred stock deemed dividends and redemption value adjustments, net    (6,522)    (9,559)    — Series D Preferred stock deemed dividends and redemption accretion    (9,755)    (2,075)    — Net loss attributable to common stockholders  $ (100,245)  $ (62,168)  $ (57,103)

Denominator                      Weighted average common shares outstanding - basic     55,081,266      6,896,189      4,159,575 Effect of dilutive securities (1)     —      —      — Weighted average common shares outstanding - diluted     55,081,266      6,896,189      4,159,575 Net loss to common stockholders per share - basic   $ (1.82)   $ (9.01)   $ (13.73)Net loss to common stockholders per share - diluted (1)   $ (1.82)   $ (9.01)   $ (13.73)

 (1) Due  to  the  net  loss  to  common  stockholders  in  each  of  the  years  presented  above,  diluted  earnings  per  share  was  computed  without  consideration  to

potentially  dilutive  instruments  as  their  inclusion  would  have  been  antidilutive.  As  of  October  31,  2019,  2018  and  2017,  potentially  dilutive  securitiesexcluded from the diluted loss per share calculation are as follows:

144

  

 

October 31, 2019

October 31, 2018

October 31, 2017 Orion Warrants

 

  6,000,000  

  —  

  — May 2017 Offering – Series C Warrants

 

  964,114  

  964,114  

  965,075 May 2017 Offering – Series D Warrants

 

  —  

  —  

  215,348 July 2016 Offering – Series A Warrants

 

  —  

  640,000  

  640,000 Outstanding options to purchase common stock

 

  24,927  

  26,958  

  25,830 Unvested Restricted Stock Awards

 

  24,574  

  93,286  

  158,224 Unvested Restricted Stock Units

 

  166,541  

  270,929  

  92,500 Series C Preferred Shares to satisfy conversion requirements (1)

 

  —  

  499,556  

  1,508,152 Series D Preferred Shares to satisfy conversion requirements (2)

 

  —  

  1,852,657  

  — 5% Series B Cumulative Convertible Preferred Stock (3)

 

  37,837  

  37,837  

  37,837 Series 1 Preferred Shares to satisfy conversion requirements (3)

 

  1,264  

  1,264  

  1,264 Total potentially dilutive securities

 

  7,219,257  

  4,386,601  

  3,644,230 

 (1) The number of shares of common stock issuable upon conversion of the Series C Preferred Stock was calculated using the liquidation preference value

outstanding on October 31, 2018 of $9.0 million divided by the reduced conversion price of $18.00 and the liquidation preference of $33.3 million dividedby the conversion price of $22.08 as of October 31, 2017.  The actual number of shares was subject to variation depending on the actual market price of theCompany’s common shares on the dates of such conversions.  All Series C Preferred Stock was converted prior to October 31, 2019.

(2) The number of shares of common stock issuable upon conversion of the Series D Preferred Stock was calculated using the liquidation preference valueoutstanding on October 31, 2018 of $30.7 million divided by the conversion price of $16.56.  The actual number of shares issued was subject to variationdepending on the actual market price of the Company’s common shares on the dates of such conversions.  All Series D Preferred Stock was converted priorto October 31, 2019.

(3) Refer to Note 15. “Redeemable Preferred Stock” for information regarding the calculation of the common shares issuable upon conversion as of October31, 2019.

 Note 20. Commitments and Contingencies Lease Agreements As of  October  31,  2019 and 2018,  we had capital  lease  obligations  of  $0.1 million and $0.3 million,  respectively.  Lease  payment  terms are  primarily  thirty-sixmonths from the date of lease. We  also  lease  certain  computer  and  office  equipment  and  manufacturing  facilities  in  Torrington  and  Danbury,  Connecticut  under  operating  leases  expiring  onvarious dates through 2030.  Rent expense was $1.0 million, $1.2 million and $1.6 million for the years ended October 2019, 2018 and 2017, respectively. Non-cancelable minimum payments applicable to operating and capital leases at October 31, 2019 were as follows (in thousands): 

 

OperatingLeases

CapitalLeases

2019   $ 922    $ 102 2020     1,240      35 2021     1,221      4 2022     1,022      — 2023     720      — Thereafter     8,707      — 

Total   $ 13,832    $ 141 

 

145

 Service Agreements

Under the provisions of its service agreements, the Company provides services to maintain, monitor, and repair customer power plants to meet minimum operatinglevels.  Under  the  terms  of  such  service  agreements,  the  particular  power  plant  must  meet  a  minimum  operating  output  during  defined  periods  of  the  term.  Ifminimum  output  falls  below  the  contract  requirement,  the  Company  may  be  subject  to  performance  penalties  and/or  may  be  required  to  repair  or  replace  thecustomer’s fuel cell module(s). Power Purchase Agreements Under the terms of the Company’s PPAs, customers agree to purchase power from the Company’s fuel cell power plants at negotiated rates. Electricity rates aregenerally a function of the customers’ current and estimated future electricity pricing available from the grid. As owner or lessee of the power plants, the Companyis responsible for all  operating costs necessary to maintain,  monitor and repair the power plants.  Under certain agreements,  the Company is also responsible forprocuring fuel, generally natural gas or biogas, to run the power plants.  In addition, under the terms of some of the PPA agreements, the Company is subject to aperformance penalty. Other At October 31, 2019, the Company has unconditional purchase commitments aggregating $34.6 million, for materials, supplies and services in the normal course ofbusiness. The Company is involved in legal proceedings, claims and litigation arising out of the ordinary conduct of its business. Although the Company cannot assure theoutcome, management presently believes that the result of such legal proceedings, either individually, or in the aggregate, will not have a material adverse effect onthe Company’s consolidated financial statements, and no material amounts have been accrued in the Company’s consolidated financial statements with respect tothese matters. Note 21. Supplemental Cash Flow Information The following represents supplemental cash flow information, including amounts effectively settled as described in Note 3. “Acquisitions” (dollars in thousands): 

Year Ended October 31, 2019 2018 2017

Cash interest paid 

$ 4,091  

$ 4,486  

$ 2,715 Income taxes paid

 

  48  

  2  

  2 Noncash financing and investing activity:

 

      

      

     Common stock issued for Employee Stock Purchase Plan in settlement of prior year accruedemployee contributions

 

  —  

  —  

  50 Noncash reclass between inventory and project assets

 

  —  

  10,793  

  7,282 Assumption of debt in conjunction with asset acquisition

 

  —  

  —  

  2,289 Acquisition of project assets

 

  16,704  

  —  

  2,386 Series C Preferred stock conversions

 

  15,491  

  20,220  

  — Series C preferred share modification

 

  (6,047) 

  —  

  — Series D preferred share conversions

 

  31,183  

  —  

  — Accrued purchase of fixed assets, cash paid in subsequent period

 

  71  

  1,579  

  2,490 Accrued purchase of project assets, cash paid in subsequent period

 

  222  

  3,115  

  2,380 

 

146

 Note 22. Quarterly Information (Unaudited) Selected unaudited financial data for each quarter of fiscal year 2019 and 2018 is presented below. We believe that the information reflects all normal recurringadjustments necessary for a fair presentation of the information for the periods presented. 

(in thousands)

FirstQuarter

SecondQuarter

ThirdQuarter

FourthQuarter

FullYear

Year ended October 31, 2019                                        Revenues   $ 17,783    $ 9,216    $ 22,712    $ 11,041    $ 60,752 Gross (loss) profit     (2,205)     (3,640)     7,965      (23,389)     (21,269)Loss on operations     (15,244)     (17,623)     (1,070)     (32,992)     (66,929)Net loss     (17,548)     (19,530)     (5,311)     (35,179)     (77,568)Series A warrant exchange     -      (3,169)     -      -      (3,169)Series B Preferred stock dividends     (800)     (800)     (810)     (821)     (3,231)Series C preferred stock deemed contributions (dividends)     (9,005)     1,599      884      -      (6,522)Series D preferred stock deemed dividends     (5,685)     (976)     (3,091)     (3)     (9,755)Net loss to common stockholders     (33,038)     (22,876)     (8,328)     (36,003)     (100,245)

Net loss to common stockholders per basic and diluted commonshare (1)   $ (3.97)   $ (2.06)   $ (0.18)   $ (0.23)   $ (1.82)

Year ended October 31, 2018                                        Revenues   $ 38,613    $ 20,830    $ 12,110    $ 17,884      89,437 Gross profit (loss)     4,635      (629)     (2,056)     1,143      3,093 Loss on operations     (5,553)     (12,735)     (14,474)     (11,870)     (44,632)Net loss     (4,183)     (13,174)     (15,881)     (14,096)     (47,334)Series B Preferred stock dividends     (800)     (800)     (800)     (800)     (3,200)Series C Preferred stock deemed dividends     (3,463)     (4,199)     (939)     (958)     (9,559)Series D Preferred stock redemption accretion     —      —      —      (2,075)     (2,075)Net loss to common stockholders     (8,446)     (18,173)     (17,620)     (17,929)     (62,168)

Net loss to common stockholders per basic and diluted commonshare (1)   $ (1.41)   $ (2.74)   $ (2.45)   $ (2.31)     (9.01)

 (1) The full year net loss to common stockholders basic and diluted share may not equal the sum of the quarters due to weighting of outstanding shares.

 Note 23. Subsequent Events ExxonMobil Research and Engineering Company Joint Development Agreement On November 5, 2019, the Company signed a two-year JDA with EMRE, pursuant to which the Company will continue exclusive research and development effortswith EMRE to evaluate and develop new and/or improved carbonate fuel cells to reduce carbon dioxide emissions from industrial and power sources, in exchangefor (a) payment of (i) an exclusivity and technology access fee of $5.0 million, (ii) up to $45.0 million for research and development efforts, and (iii) milestone-based payments of up to $10.0 million after certain technological milestones are met, and (b) certain licenses to patents and patent applications, and copyrightableworks resulting from the JDA. Orion Credit Agreement As disclosed in Note 13. “Debt”, on October 31, 2019, the Company and certain of its subsidiaries as guarantors entered into the Orion Credit Agreement with theAgent  and  certain  of  its  affiliates  as  lenders  for  a  $200.0  million  senior  secured  credit  facility,  structured  as  a  delayed  draw  term  loan,  to  be  provided  by  thelenders.  On November 22, 2019, the Company made a second draw under the Orion Credit Agreement (the “Second Funding”) of $65.5 million, which was fundedby Orion Energy Credit Opportunities Fund II, L.P., Orion Energy Credit Opportunities Fund II GPFA, L.P., Orion Energy Credit Opportunities Fund II PV, L.P.,and Orion Energy Credit Opportunities FuelCell Co-Invest, L.P. (the “Orion Lenders”), such that the total fundings to the Company under the Orion Facility wereequal to

147

 $80.0 million.   The  funds  drawn  in  the  Second  Funding  were  reduced  by  a  Loan  Discount  (described  further  in  Note  13.  “Debt”)  of  $1.6  million,  which  wasretained by the Orion Lenders.  Proceeds from the Second Funding were used to repay outstanding third party debt of the Company with respect to certain otherCompany projects, including the construction loan from Fifth Third Bank on the Groton Project and the loan from Webster Bank on the CCSU Project, as well as tofund remaining going forward construction costs  relating to certain projects,  including  the Groton Project  (a  7.4 MW project),  the LIPA Yaphank Solid WasteManagement Project (a 7.4 MW project), and the Tulare BioMAT project (a 2.8 MW project). In accordance with the Orion Credit Agreement in connection with the Second Funding, on November 22, 2019, the Company issued to the Orion Lenders warrantsto purchase up to a total of 14.0 million shares of the Company’s common stock (the “Second Funding Warrants”), with an initial exercise price with respect to 8.0million of such shares of $0.242 per share and with an initial exercise price with respect to 6.0 million of such shares of $0.620 per share (such $0.620 per shareexercise price being at a premium to the market price at the time of entry into the Orion Credit Agreement). In conjunction with the Second Funding, the Company and the other loan parties entered into the First Amendment to the Orion Credit Agreement (the “First OrionAmendment”),  which required the Company to establish a $5.0 million debt reserve, with such reserve to be released on the first  date following the date of theSecond Funding on which all of the following events shall have occurred: (a) each of (x) the commercial operation date for the Tulare BioMAT project shall haveoccurred and (y) a disposition, refinancing or tax equity investment in the Tulare BioMAT project of at least $5 million is consummated; (b) each of (x) the GrotonProject shall have achieved its business plan in accordance with the Groton Construction Budget (as defined in the Orion Credit Agreement), (y) the commercialoperation date for the Groton Project shall have occurred and (z) the Groton Project shall have met its annualized output and heat rate guarantees for three months;and  (c)  a  disposition,  refinancing  or  tax  equity  investment  of  at  least  $30  million  shall  have  occurred  with  respect  to  the  Groton  Project.    The  First  OrionAmendment  further  requires  the  Company (i)  to  provide,  no later  than December  31,  2019 (or  such later  date  as  the  Agent  may,  in  its  sole  discretion,  agree  inwriting), a biogas sale and purchase agreement through December 31, 2021 for the Tulare BioMAT project, which was obtained as of such date, (ii) to obtain byDecember 31, 2019 (or such later date as the Agent may, in its sole discretion, agree in writing) a fully executed contract for certain renewable energy credits forthe Groton Project, which was obtained as of such date, and (iii) to provide by January 31, 2020 (or such later date as the Agent may, in its sole discretion, agree inwriting) certain consents and estoppels from CMEEC related to the Groton Project and an executed, seventh modification to the lease between CMEEC and theUnited States Government, acting by and through the Department of the Navy. The First Orion Amendment provides that, if the requirements set forth in clauses(ii) and (ii) above are not timely satisfied, the Company will grant the Agent, on behalf of the Orion Lenders, a security interest and lien on all of the Company’sintellectual property, with such lien and security interest to be released at such time as the Company has satisfied such requirements. In addition, in connection with the January 2020 Letter Agreement among the Company, FCE Ltd. and Enbridge described below, on January 20, 2020, in order toobtain the lenders’ consent to the January 2020 Letter Agreement as required under the Orion Credit Agreement, the Company and the other loan parties enteredinto  the  Second  Amendment  to  the  Orion  Credit  Agreement  (the  “Second  Orion  Amendment”),  which  adds a  new  affirmative  covenant  to  the  Orion  CreditAgreement  that  obligates  the  Company  to,  and  to  cause  FCE Ltd.  to,  on  or  prior  to  November  1,  2021,  either  (i)  pay  and  satisfy  in  full  all  of  their  respectiveobligations in respect of, and fully redeem and cancel, all of the Series 1 Preferred Shares of FCE Ltd., or (ii) deposit in a newly created account of FCE Ltd. or theCompany cash in an amount sufficient to pay and satisfy in full all of their respective obligations in respect of, and to effect a redemption and cancellation in fullof, all of the Series 1 Preferred Shares of FCE Ltd. The Second Orion Amendment also provides that the articles of FCE Ltd. setting forth the modified terms of theSeries 1 Preferred Shares will be considered a “Material Agreement” under the Orion Credit Agreement. Under the Second Orion Amendment, a failure to satisfythis new affirmative covenant  or to otherwise comply with the terms of the Series 1 Preferred Shares will  constitute  an event  of default  under the Orion CreditAgreement, which could result in the acceleration of any amounts outstanding under the Orion Credit Agreement. 

148

 Cashless Exercise of Certain Orion Warrants

On  January  9,  2020,  the  Orion  Lenders  exercised,  on  a  cashless  basis,  Orion  Warrants  (with  cash  exercise  prices  of  $0.310  per  share  and  $  0.242  per  share)representing the right to purchase, in the aggregate,  12.0 million shares of the Company’s common stock.  Because these warrants were exercised on a cashlessbasis pursuant to the formula set forth in the warrants, the Orion Lenders received, in the aggregate, a “net number” of 9,396,319 shares of the Company’s commonstock upon the exercise of Initial  Funding Warrants  representing the right to purchase 6.0 million shares of the Company’s common stock and Second FundingWarrants representing the right to purchase 6.0 million shares of the Company’s common stock. The other 2,603,681 shares, which were not issued to the OrionLenders due to the cashless nature of the exercise, are no longer required to be reserved for issuance upon exercise of the Orion Warrants. Termination of Construction Loan Agreement with Fifth Third Bank As disclosed in  Note 13.  “Debt”,  on February 28,  2019,  the Company,  through its  indirect  wholly-owned subsidiary,  Groton Borrower,  entered into the GrotonAgreement with Fifth Third Bank pursuant to which Fifth Third Bank agreed to make available to Groton Borrower a construction loan facility in an aggregateprincipal  amount of  up to $23.0 million to fund the manufacture,  construction,  installation,  commissioning and start-up of the 7.4 MW Groton Project.    GrotonBorrower made an initial draw under the Groton Facility on the date of closing of the facility of $9.7 million and made an additional draw of $1.4 million in April2019.    The  total  outstanding  balance  under  the  Groton  Facility  as  of  November  22,  2019  (prior  to  the  payment  described  below)  was  $11.1  million.    GrotonBorrower and Fifth Third Bank entered into a payoff letter, dated November 22, 2019, pursuant to which, on November 22, 2019, the Agent, on behalf of GrotonBorrower, paid off all of Groton Borrower’s indebtedness to Fifth Third Bank under the Groton Agreement and thereby terminated the Groton Facility. Termination of Term Loan Agreements with Webster Bank

On November 22, 2019, the Webster Bank debt was repaid in full and the borrowing arrangement was terminated. Connecticut Green Bank Loan As described in Note 13. “Debt”, the Company had a long-term loan agreement with the Connecticut Green Bank (“Green Bank”) for a loan totaling approximately$5.9 million in support of the Bridgeport Fuel Cell Project (as amended from time to time, the “Green Bank Loan Agreement”).  On and effective as of December19, 2019, the Company and Green Bank entered into an amendment to the Green Bank Loan Agreement (the “Green Bank Amendment”). Upon the execution ofthe Green Bank Amendment on December 19, 2019, Green Bank made an additional loan to the Company in the aggregate principal amount of $3.0 million (the“December 2019 Loan”), which is to be used (i) first, to pay closing fees related to the acquisition of the Bridgeport Fuel Cell Project and the Subordinated CreditAgreement,  other  fees,  and  accrued  interest  from  May  9,  2019,  totaling  $404,000  (“Accrued  Fees”),  and  (ii)  thereafter,  for  general  corporate  purposes  asdetermined  by  the  Company,  including,  but  not  limited  to,  expenditures  in  connection  with  the  project  being  constructed  by  Groton  Station  Fuel  Cell,  LLC(“Groton Fuel Cell”). Pursuant to the terms of the Green Bank Amendment, Green Bank will have no further obligation to make loans under the Green Bank LoanAgreement and the Company will have no right to make additional draws under the Green Bank Loan Agreement. 

149

 The Green Bank Amendment provides that, until such time as the loan (which includes both the outstanding principal balance of the original loan under the GreenBank Loan Agreement and the outstanding principal amount of the December 2019 Loan) has been repaid in its entirety, interest on the outstanding balance of theloan shall  accrue monthly in arrears from the date of the Green Bank Amendment at a rate of 5% per annum until  May 8, 2019 and at a rate of 8% per annumthereafter, payable by the Company on a monthly basis in arrears. The Green Bank Amendment further provides that the payment by the Company of the AccruedFees (as described above) includes any shortfall of interest due but unpaid by the Company through and including November 30, 2019. Interest payments made bythe Company after the date of the Green Bank Amendment are to be applied first to interest that has accrued on the outstanding principal balance of the originalloan under the Green Bank Loan Agreement and then to interest that has accrued on the December 2019 Loan. The Green Bank Amendment also modifies  the repayment  and mandatory prepayment  terms and extends the maturity  date set  forth in the original  Green BankLoan  Agreement.  Under  the  Green  Bank  Amendment,  to  the  extent  that  excess  cash  flow  reserve  funds  under  the  BFC  Credit  Agreement  are  eligible  fordisbursement to Bridgeport Fuel Cell, LLC pursuant to Section 6.23(c) of the BFC Credit Agreement, such funds are to be paid to Green Bank, to be applied first torepay the outstanding principal balance of the original loan under the Green Bank Loan Agreement and thereafter to repay the outstanding principal amount of theDecember 2019 Loan, until  repaid in full.  The Green Bank Amendment further provides that the entire unpaid balance of the loan and all  other obligations dueunder the Green Bank Loan Agreement will be due and payable on May 9, 2026 if not paid sooner in accordance with the Green Bank Loan Agreement. Finally,with respect to mandatory prepayments, the Green Bank Amendment provides that, when the Company has closed on the subordinated project term loan pursuantto the Commitment Letter, dated February 6, 2019, issued by Green Bank to Groton Fuel Cell to provide a subordinated project term loan to Groton Fuel Cell in theamount of $5.0 million (the “Groton Commitment Letter”), the Company will be required prepay to Green Bank the lesser of any then outstanding amount of theDecember 2019 Loan and the amount of the subordinated project term loan actually advanced by Green Bank. Series B Preferred Stock Dividend On  October  30,  2019,  the  Company  declared  dividends  on  the  Series  B  Preferred  Stock,  which  included  the  accrued  dividends  payable  under  the  Series  BCertificate of Designation with respect to the May 15, 2019 and August 15, 2019 dividend payment dates and the dividends payable with respect to the November15, 2019 dividend payment date, which were paid on or about November 15, 2019.  The aggregate dividend payment was $2.4 million. Series 1 Preferred Stock Return of Capital and Dividend Payment On November 26, 2019, the Company made the return of capital and dividend payments due as of March 31, 2019, June 30, 2019 and September 30, 2019, in anaggregate amount equal to Cdn. $0.9 million on the Series 1 Preferred Stock. Series 1 Preferred Stock – Letter Agreement As described in Note 15. “Redeemable Preferred Stock,” as of October 31, 2019, FCE Ltd. or the Company, as the guarantor of FCE Ltd.’s payment obligationswith respect to the Series 1 Preferred Shares, was obligated to pay, on or before December 31, 2020, all accrued and unpaid dividends on the Series 1 PreferredShares and the balance of the principal redemption price with respect to all of the Series 1 Preferred Shares. As of October 31, 2019, the aggregate amount of allaccrued and unpaid dividends to be paid on the Series 1 Preferred Shares on December 31, 2020 was expected to be Cdn. $21.1 million and the balance of theprincipal redemption price to be paid on December 31, 2020 with respect to all of the Series 1 Preferred Shares was expected to be Cdn. $4.4 million. Interest underthe Series 1 Preferred Shares accrued at annual rate of 5%. In addition, the holder of the Series 1 Preferred Shares had the right to exchange such shares for fullypaid and non-assessable shares of common stock of the Company at certain specified prices, and FCE Ltd. had the option of making dividend payments in the formof common stock of the Company or cash. 

150

 On January 20, 2020, the Company, FCE Ltd. and Enbridge entered into a letter agreement (the “January 2020 Letter Agreement”), pursuant to which they agreedto amend the articles of FCE Ltd. relating to and setting forth the terms of the Series 1 Preferred Shares to: (i) remove the provisions of the articles permitting orrequiring the issuance of shares of the Company’s common stock in exchange for the Series 1 Preferred Shares or as payment of amounts due to the holders of theSeries 1 Preferred Shares, (ii) remove certain provisions of the articles relating to the redemption of the Series 1 Preferred Shares, (iii) increase the annual dividendrate,  commencing  on January  1,  2020,  to  15%, (iv)  extend the  final  payment  date  for  all  accrued and unpaid  dividends  and all  return  of  capital  payments  (i.e.,payments of the principal redemption price) from December 31, 2020 to December 31, 2021, (v) clarify when dividend and return of capital payments are to bemade in the future and extend the quarterly dividend and return of capital  payments through December 31, 2021(which were previously to be paid each quarterthrough December 31, 2020), (vi) remove certain terms and provisions of the articles that are no longer applicable, and (vii) make other conforming changes to thearticles.  In addition, the parties agreed to amend the Company’s guarantee in favor of Enbridge as necessary or as the parties may mutually agree, in either case, inorder to be consistent with such amended articles and to maintain the Company’s guarantee of FCE Ltd.’s obligations under the Series 1 Preferred Shares. After taking into account the amendments to the terms of the Series 1 Preferred Shares described in the January 2020 Letter Agreement, the aggregate amount of allaccrued  and  unpaid  dividends  to  be  paid  on  the  Series  1  Preferred  Shares  on  December  31,  2021  is  expected  to  be  Cdn.  $26.5  million  and  the  balance  of  theprincipal redemption price to be paid on December 31, 2021 with respect to all of the Series 1 Preferred Shares is expected to be Cdn. $3.5 million. Sales of Common Stock under Sales Agreement During the period beginning on November 7, 2019 and ending on (and including) November 11, 2019, the Company issued and sold a total of approximately 7.9million shares of its common stock under the Sales Agreement at prevailing market prices, with an average sale price of $0.46 per share, and raised aggregate grossproceeds of approximately $3.6 million, before deducting expenses and commissions.  Commissions of $0.1 million were paid to the Sales Agent in connectionwith these sales, resulting in net proceeds to the Company of approximately $3.5 million. The Company had sold an aggregate of approximately 17,998,846 shares of common stock under the Sales Agreement as of November 11, 2019. 

151

 Item 9. CHANGES IN AND DISAGREEMENTS WITH ACCOUNTANTS ON ACCOUNTING AND FINANCIAL DISCLOSURE Not applicable. Item 9A. CONTROLS AND PROCEDURES Disclosure Controls and Procedures. The Company maintains disclosure controls and procedures, which are designed to provide reasonable assurance that information required to be disclosed in theCompany’s periodic SEC reports is recorded, processed, summarized and reported within the time periods specified in the SEC’s rules and forms, and that suchinformation is accumulated and communicated to its principal executive officer and principal financial officer, as appropriate, to allow timely decisions regardingrequired disclosure.

We carried out an evaluation, under the supervision and with the participation of our principal executive officer and principal financial officer, of the effectivenessof the design and operation of our disclosure controls and procedures as of the end of the period covered by this report. Based on that evaluation, the Company’sprincipal executive officer and principal financial officer have concluded that, due to the material weakness described below, the Company’s disclosure controlsand procedures were ineffective as of the end of the period covered by this report.

Notwithstanding the material weakness described below, management has concluded that our consolidated financial statements included in this Form 10-K for thefiscal  year  ended October  31,  2019 are  fairly  stated in  all  material  respects  in  accordance with generally  accepted accounting principles  in  the United States  ofAmerica for each of the periods presented and that they may be relied upon. Management’s Annual Report on Internal Control Over Financial Reporting. Management  of  FuelCell  Energy,  Inc.,  and  its  subsidiaries  (the  “Company”),  are  responsible  for  establishing  and  maintaining  adequate  internal  control  overfinancial  reporting.  The  Company’s  internal  control  over  financial  reporting  is  a  process  designed  to  provide  reasonable  assurance  regarding  the  reliability  offinancial  reporting  and  the  preparation  of  financial  statements  for  external  purposes  in  accordance  with  generally  accepted  accounting  principles  in  the  UnitedStates of America. Internal control over financial reporting includes those policies and procedures that: 

• Pertain to the maintenance of records that in reasonable detail accurately and fairly reflect the transactions and dispositions of the assets of the Company;

• Provide  reasonable  assurance  that  transactions  are  recorded  as  necessary  to  permit  preparation  of  financial  statements  in  accordance  with  generallyaccepted accounting principles in the United States of America, and that receipts and expenditures of the Company are being made only in accordance withauthorizations of management and directors of the Company; and

• Provide reasonable assurance regarding prevention or timely detection of unauthorized acquisition, use or disposition of the Company’s assets that couldhave a material effect on the financial statements.

 Under the supervision and with the participation of management, including our principal executive and principal financial officers, we evaluated the Company’sinternal control over financial reporting as of October 31, 2019, based on criteria for effective internal control over financial reporting established in the InternalControl — Integrated Framework (2013) issued  by  the  Committee  of  Sponsoring  Organizations  of  the  Treadway  Commission  (“COSO”).    Based  on  thatevaluation,  management  concluded  that  the  Company’s  internal  control  over  financial  reporting  was  not  effective  as  of  October  31,  2019  due  to  the  materialweakness in internal control over financial reporting described below. A material  weakness is a deficiency, or combination of deficiencies,  in internal control over financial reporting, such that there is a reasonable possibility that amaterial misstatement of our annual or interim financial statements will not be prevented or detected on a timely basis. 

152

 We previously disclosed in our Form 10-Qs for the quarters ended April 30, 2019 and July 31, 2019 that the Company did not have resources to sufficiently addressasset impairments on a timely basis or the accounting considerations and disclosures related to the Company’s amended credit facilities. As a result, we concludedthat there was a material weakness in internal control over financial reporting, as we did not maintain effective controls over the accounting for and disclosures inthe consolidated financial statements related to asset impairments and credit facilities.   This control deficiency has not been remediated as of October 31, 2019 andthe Company further identified that it did not have resources to sufficiently address certain other non-routine transactions and disclosures. This material weakness resulted in material misstatements that were corrected in the consolidated financial statements prior to issuance. Remediation plan for material weakness Subsequent to the evaluation made in connection with filing our Form 10-Q for the quarter ended April 30, 2019, our management, with the oversight of the Auditand Finance Committee of the Board of Directors, began the process of remediating the material weakness.  Progress to date includes engagement of a third partyresource to help evaluate the accounting and disclosure for significant matters each quarter.  Management also plans to add additional experienced accounting staff.In addition, under the oversight of the Audit and Finance Committee, management will continue to review and make necessary changes to the overall design of ourinternal control environment to improve the overall effectiveness of internal control over financial reporting. We have made progress in accordance with our remediation plan and our goal is to remediate this material weakness in fiscal year 2020. However, the materialweakness will not be considered remediated until the applicable controls operate for a sufficient period of time and management has concluded, through testing,that these controls are operating effectively. We are committed to continuing to improve our internal control processes and will continue to review, optimize andenhance our financial reporting controls and procedures, however, there can be no assurance that this will occur within 2020. Changes in Internal Control Over Financial Reporting. Other than the material weakness and remediation process discussed above, there have been no other changes in our internal control over financial reporting thatoccurred  during  the  fourth  quarter  of  fiscal  2019  that  have  materially  affected,  or  are  reasonably  likely  to  materially  affect,  our  internal  control  over  financialreporting. Item 9B. OTHER INFORMATION Letter Agreement with FCE FuelCell Energy Ltd. (“FCE Ltd.”) and Enbridge Inc. (“Enbridge”) On January 20, 2020, the Company, FCE Ltd. (one of the Company’s indirect subsidiaries), and Enbridge entered into a letter agreement (the “January 2020 LetterAgreement”), pursuant to which they agreed to amend the articles of FCE Ltd. (the “Articles”) relating to and setting forth the terms of the Class A CumulativeRedeemable Exchangeable Preferred Shares (the “Series 1 Preferred Shares”) as described below.  As of January 20, 2020, there were 1,000,000 Series 1 PreferredShares of FCE Ltd. outstanding,  all  of  which were held by Enbridge.  The    Series 1 Preferred Shares were originally acquired by the Company as a result  of  abusiness combination in 2003.  The Company guarantees  the return of principal  and dividend obligations of FCE Ltd.  to Enbridge,  as the holder  of the Series 1Preferred Shares. Prior  to  the  amendment  of  the  Articles  and  the  terms  of  the  Series  1  Preferred  Shares  as  described  below,  the  terms  of  the  Series  1  Preferred  Shares  required(i) annual dividend payments of Cdn. $500,000 and (ii) annual return of capital payments of Cdn. $750,000, to be made on a quarterly basis until December 31,2020. Dividends accrued at a 1.25% quarterly rate on the unpaid principal balance, and additional dividends accrued on the cumulative unpaid dividends (inclusiveof  the  Cdn.  $12.5  million  unpaid  dividend balance  as  of  March 31,  2011)  at  a  rate  of  1.25% compounded quarterly.    The aggregate  amount  of  all  accrued andunpaid dividends  on the  Series  1  Preferred  Shares  (Cdn.  $21.1 million)  and the  balance  of  the  principal  redemption price  with  respect  to  all  of  the  outstandingSeries 1 Preferred Shares (Cdn. $4.4 million) was to be paid on or before December 31, 2020.  In addition, the holder of the Series 1 Preferred Shares had the rightto exchange such shares for fully paid and non-assessable shares of common stock of

153

 the Company at certain specified prices, and FCE Ltd. had the option of making dividend payments in the form of common stock of the Company or cash. In the January 2020 Letter Agreement, the Company, FCE Ltd., and Enbridge agreed to amend the Articles of FCE Ltd. and the terms of the Series 1 PreferredShares to: (i) remove the provisions of the Articles permitting or requiring the issuance of shares of the Company’s common stock in exchange for the Series 1Preferred  Shares  or  as  payment  of  amounts  due  to  the  holders  of  the  Series  1  Preferred  Shares,  (ii)  remove  certain  provisions  of  the  Articles  relating  to  theredemption of the Series 1 Preferred Shares, (iii) increase the annual dividend rate, commencing on January 1, 2020, to 15%, (iv) extend the final payment date forall accrued and unpaid dividends and all return of capital payments (i.e., payments of the principal redemption price) from December 31, 2020 to December 31,2021,  (v)  clarify  when  dividend  and  return  of  capital  payments  are  to  be  made  in  the  future  and  extend  the  quarterly  dividend  and  return  of  capital  paymentsthrough December 31, 2021 (which were previously to be paid each quarter through December 31, 2020), (vi) remove certain terms and provisions of the Articlesthat are no longer applicable, and (vii) make other conforming changes to the Articles.  In addition, the parties agreed to amend the Company’s guarantee in favorof Enbridge as necessary or as the parties may mutually agree, in either case, in order to be consistent with such amended Articles and to maintain the Company’sguarantee of FCE Ltd.’s obligations under the Series 1 Preferred Shares. Accordingly,  as  amended,  the  terms  of  the  Series  1  Preferred  Shares  require  (i)  annual  dividend  payments  of  Cdn.  $500,000  and  (ii)  annual  return  of  capitalpayments of Cdn. $750,000, to be made on a quarterly basis until December 31, 2021.  Commencing on January 1, 2020, dividends accrue at an annual rate of 15%on  the  principal  redemption  price  with  respect  to  the  Series  1  Preferred  Shares  and  any  accrued  and  unpaid  dividends  on  the  Series  1  Preferred  Shares.  Theaggregate  amount  of  all  accrued  and  unpaid  dividends  on  the  Series  1  Preferred  Shares  (estimated  at  Cdn.  $26.5  million)  and  the  balance  of  the  principalredemption price with respect to all of the outstanding Series 1 Preferred Shares (estimated at Cdn. $3.5 million) is to be paid on or before December 31, 2021.Further, the holder of the Series 1 Preferred Shares no longer has the right to exchange such shares for shares of common stock of the Company, and FCE Ltd. nolonger has the option of making dividend payments in shares of common stock of the Company. The foregoing summary of the terms of the January 2020 Letter Agreement and the amendments to the terms of the Series 1 Preferred Shares is qualified in itsentirety by reference to (i) the January 2020 Letter Agreement, a copy of which is attached as Exhibit 4.13 to this Annual Report on Form 10-K and incorporatedherein by reference, and (ii) Schedule A setting forth the amended rights, privileges, restrictions and conditions of the Series 1 Preferred Shares of FCE Ltd., a copyof which is attached as Exhibit 4.14 to this Annual Report on Form 10-K and incorporated herein by reference. Second Amendment to Orion Credit Agreement

On October 31, 2019, the Company and certain of its subsidiaries as guarantors entered into a Credit Agreement (the “Orion Credit Agreement”) with Orion EnergyPartners Investment Agent, LLC, as Administrative Agent and Collateral Agent (the “Agent”), and its affiliates, Orion Energy Credit Opportunities Fund II, L.P.,Orion Energy Credit Opportunities Fund II GPFA, L.P., and Orion Energy Credit Opportunities Fund II PV, L.P., as lenders, for a $200.0 million senior securedcredit facility (the “Orion Facility”), structured as a delayed draw term loan, to be provided by the lenders, subject to certain lender approvals.  In conjunction withthe closing of the Orion Facility, on October 31, 2019, the Company drew down $14.5 million.  On November 22, 2019, a second draw (the “Second Funding”) of$65.5  million,  funded  by  Orion  Energy  Credit  Opportunities  Fund  II,  L.P.,  Orion  Energy  Credit  Opportunities  Fund  II  GPFA,  L.P.,  Orion  Energy  CreditOpportunities  Fund  II  PV,  L.P.,  and  Orion  Energy  Credit  Opportunities  FuelCell  Co-Invest,  L.P., was  made.    In  conjunction  with  the  Second  Funding,  theCompany, the Agent, and the other loan parties entered into the First Amendment to the Orion Credit Agreement, which required the Company to establish a $5.0million debt reserve. In connection with the January 2020 Letter Agreement among the Company, FCE Ltd. and Enbridge described above, on January 20, 2020, in order to obtain thelenders’ consent to the January 2020 Letter Agreement as required under the Orion Credit Agreement, the Company, the Agent, and the other loan parties enteredinto  the  Second  Amendment  to  the  Orion  Credit  Agreement  (the  “Second  Orion  Amendment”),  which  adds a  new  affirmative  covenant  to  the  Orion  CreditAgreement  that  obligates  the  Company  to,  and  to  cause  FCE Ltd.  to,  on  or  prior  to  November  1,  2021,  either  (i)  pay  and  satisfy  in  full  all  of  their  respectiveobligations in respect of, and fully redeem and cancel, all of the Series 1 Preferred Shares of FCE Ltd., or (ii) deposit in a newly created account of FCE Ltd. or theCompany cash in an

154

 amount sufficient to pay and satisfy in full all of their respective obligations in respect of, and to effect a redemption and cancellation in full of, all of the Series 1Preferred Shares of FCE Ltd. The Second Orion Amendment also provides that the Articles setting forth the modified terms of the Series 1 Preferred Shares will beconsidered a “Material Agreement” under the Orion Credit Agreement. Under the Second Orion Amendment, a failure to satisfy this new affirmative covenant or tootherwise comply with the terms of the Series 1 Preferred Shares will constitute an event of default under the Orion Credit Agreement, which could result in theacceleration of any amounts outstanding under the Orion Credit Agreement. The foregoing summary of the terms of Second Orion Amendment is qualified in its entirety by reference to the Second Orion Amendment, a copy of which isattached as Exhibit 10.117 to this Annual Report on Form 10-K and incorporated herein by reference.   

155

 PART III Item 10. DIRECTORS, EXECUTIVE OFFICERS AND CORPORATE GOVERNANCE The information required by this Item 10, with respect to our executive officers, is included in Part I of the Annual Report on Form 10-K. The other informationrequired by this Item 10 is incorporated by reference to the Company’s 2020 Proxy Statement to be filed with the SEC within 120 days after fiscal year end. Our board of directors has adopted a Code of Ethics (the “Code”), which applies to the board of directors, named executive officers, and all employees. The Codeprovides a statement of certain fundamental principles and key policies and procedures that govern the conduct of our business. The Code covers all major areas ofprofessional  conduct,  including  employment  policies,  conflicts  of  interest,  intellectual  property  and  the  protection  of  confidential  information,  as  well  as  strictadherence to all laws and regulations applicable to the conduct of our business. As required by the Sarbanes-Oxley Act of 2002, our Audit and Finance Committeehas  procedures  to  receive,  retain,  investigate  and  resolve  complaints  received  regarding  our  accounting,  internal  accounting  controls  or  auditing  matters  and  toallow for the confidential and anonymous submission by employees of concerns regarding questionable accounting or auditing matters. The Code can be found inthe  Corporate  Governance  sub-section  of  the  section  entitled  “Investors”  on  our  website  at www.fuelcellenergy.com. We intend  to  disclose  any  changes  in,  orwaivers from, the Code by posting such information on the same website or by filing a Current Report on Form 8-K, in each case to the extent such disclosure isrequired by rules of the SEC or Nasdaq. Item 11. EXECUTIVE COMPENSATION Information required under this Item is incorporated by reference to the Company’s 2020 Proxy Statement to be filed with the SEC within 120 days after fiscal yearend. Item 12. SECURITY OWNERSHIP OF CERTAIN BENEFICIAL OWNERS AND MANAGEMENT AND RELATED STOCKHOLDER

MATTERS Information required under this Item is incorporated by reference to the Company’s 2020 Proxy Statement to be filed with the SEC within 120 days after fiscal yearend.

Equity Compensation Plan Information The following table sets forth information with respect to the Company’s equity compensation plans as of the end of the fiscal year ended October 31, 2019. 

Plan Category

Number of CommonShares to be issued

upon exercise ofoutstanding

options and rights

Weighted-averageexercise price of

outstandingoptions and rights

Number of securitiesremaining availablefor future issuance

under equitycompensation

plans Equity compensation plans approved by securityholders: Equity incentive plans (1)     24,927    $ 104.73      65,468 Employee stock purchase plan     —      —      34,539 Total   24,927    $ 104.73      100,007

 

(1) Includes the Company’s 2018 Omnibus Incentive Plan. Item 13. CERTAIN RELATIONSHIPS AND RELATED TRANSACTIONS, AND DIRECTOR INDEPENDENCE Information required under this Item is incorporated by reference to the Company’s 2020 Proxy Statement to be filed with the SEC within 120 days after fiscal yearend. 

156

 Item 14. PRINCIPAL ACCOUNTING FEES AND SERVICES Information required under this Item is incorporated by reference to the Company’s 2020 Proxy Statement to be filed with the SEC within 120 days after fiscal yearend.  

PART IV Item 15. EXHIBITS AND FINANCIAL STATEMENT SCHEDULES The following documents are filed as part of this report: 

1 Financial Statements — See Index to Consolidated Financial Statements at Item 8 of the Annual Report on Form 10-K.

2 Financial Statement Schedules — Supplemental schedules are not provided because of the absence of conditions under which they are required or becausethe required information is given in the financial statements or notes thereto.

3 Exhibits — The following exhibits are filed as part of, or incorporated by reference into, this Annual Report on Form 10-K.

157

 EXHIBIT INDEX

Exhibit No. Description

  3.1   Certificate  of  Incorporation  of  the  Company,  as  amended,  July  12,  1999  (incorporated  by  reference  to  Exhibit  3.1  to  the  Company’s  CurrentReport on Form 8-K dated September 21, 1999).

     

  3.2   Certificate of Amendment of the Certificate of Incorporation of the Company, dated November 21, 2000 (incorporated by reference to Exhibit 3.3to the Company’s Annual Report on Form 10-K dated January 12, 2017).     

  3.3   Certificate of Amendment of the Certificate of Incorporation of the Company, dated October 31, 2003 (incorporated by reference to Exhibit 3.11to the Company’s Current Report on Form 8-K dated November 3, 2003).     

  3.4   Amended  Certificate  of  Designation  of  Series  B  Cumulative  Convertible  Perpetual  Preferred  Stock,  dated  March  14,  2005  (incorporated  byreference to Exhibit 3.4 to the Company’s Annual Report on Form 10-K dated January 12, 2017).

     

  3.5   Certificate of Amendment of the Certificate of Incorporation of the Company, dated April 8, 2011 (incorporated by reference to Exhibit 3.5 to theCompany’s Annual Report on Form 10-K dated January 12, 2017).     

  3.6   Certificate of Amendment of the Certificate of Incorporation of the Company, dated April 5, 2012 (incorporated by reference to Exhibit 3.6 to theCompany’s Annual Report on Form 10-K dated January 12, 2017).     

  3.7   Certificate of Amendment of the Certificate of Incorporation of the Company, dated December 3, 2015 (incorporated by reference to Exhibit 3.1to the Company's Current Report on Form 8-K dated December 3, 2015).     

  3.8   Certificate of Amendment of the Certificate of Incorporation of the Company, dated April 18, 2016 (incorporated by reference to Exhibit 3.9 tothe Company’s Quarterly Report on Form 10-Q for the period ending April 30, 2016).     

  3.9   Certificate of Amendment of the Certificate of Incorporation of the Company, dated April 7, 2017 (incorporated by reference to Exhibit 3.10 tothe Company’s Quarterly Report on Form 10-Q for the period ending April 30, 2017).     

  3.10   Certificate of Amendment of the Certificate of Incorporation of the Company, dated December 14, 2017 (incorporated by reference to Exhibit 3.1to the Company’s Current Report on Form 8-K dated December 14, 2017).     

  3.11   Certificate of Amendment of the Certificate of Incorporation of FuelCell Energy, Inc., dated May 8, 2019 (incorporated by reference to Exhibit3.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K filed on May 8, 2019).

     

  3.12   Amended and Restated By-Laws of the Company, dated December 15, 2016 (incorporated by reference to Exhibit 3.2 to the Company’s CurrentReport on Form 8-K dated December 15, 2016).     

  4.1   Specimen of Common Share Certificate (incorporated by reference to Exhibit 4 to the Company’s Annual Report on Form 10-K for fiscal yearended October 31, 1999).

     

  4.2 Schedule  A  to  Articles  of  Amendment  of  FuelCell  Energy,  Ltd.,  setting  forth  the  rights,  privileges,  restrictions  and  conditions  of  Class  ACumulative  Redeemable  Exchangeable  Preferred  Stock  (incorporated  by  reference  to  exhibit  of  the  same number  contained  in  the  Company’sQuarterly Report on Form 10-Q for the period ended January 31, 2009).

158

 Exhibit No. Description

     

  4.3

 

Letter  Agreement,  dated  March  31,  2011,  and  Guarantee,  dated  April  1,  2011,  by  and  between  the  Company and  Enbridge,  Inc.,  and  RevisedSpecial Rights and Restrictions attributable to the Class A Preferred Stock of FuelCell Energy, Ltd. (incorporated by reference to Exhibits 4.1, 4.2and 4.3 to the Company’s Current Report on Form 8-K dated March 31, 2011).

     

  4.4   Certificate  of  Designation  for  the  Company’s  5%  Series  B  Cumulative  Convertible  Perpetual  Preferred  Stock  (incorporated  by  reference  toExhibit 3.1 to the Company’s Current Report Form 8-K, dated November 22, 2004).

     

  4.5   Certificate of Designations for the Company’s Series C Convertible Preferred Stock (incorporated by reference to Exhibit 3.1 to the Company’sCurrent Report on Form 8-K, dated September 5, 2017).     

  4.6   Certificate of Designations, Preferences and Rights for the Company’s Series D Convertible Preferred Stock (incorporated by reference to Exhibit3.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K dated August 27, 2018).     

  4.7   Specimen Series D Convertible Preferred Stock Certificate. (incorporated by reference to Exhibit 4.1 to the Company’s Current Report on Form8-K dated August 27, 2018).     

  4.8 Form of Series A Warrants to purchase common stock (incorporated by reference to Exhibit 10.3 to the Company's Current Report on Form 8-Kdated July 6, 2016).

     

  4.9 Form of Series B Warrants to purchase common stock (incorporated by reference to Exhibit 10.4 to the Company's Current Report on Form 8-Kdated July 6, 2016).

     

  4.10 Form of Series C Warrants to purchase common stock (incorporated by reference to Exhibit 4.1 to the Company's Current Report on Form 8-Kdated April 27, 2017).

     

  4.11 Form of Series D Warrants to purchase common stock (incorporated by reference to Exhibit 4.2 to the Company's Current Report on Form 8-Kdated April 27, 2017).

     

  4.12 Form of Warrant to purchase common stock (incorporated by reference to Exhibit 10.6 to the Company’s Current Report on Form 8-K filed onNovember 6, 2019).

     

  4.13   Letter Agreement, dated January 20, 2020, among FuelCell Energy, Inc., FCE FuelCell Energy Ltd., and Enbridge Inc. relating to the amendmentof the terms of the Class A Cumulative Preferred Stock of FCE FuelCell Energy Ltd.     

  4.14   Schedule A setting forth the amended rights, privileges, restrictions and conditions of the Class A Cumulative Preferred Stock of FCE FuelCellEnergy Ltd.     

  4.15   Description of Securities Registered Under Section 12 of the Securities Exchange Act of 1934, as amended.     

  10.1   Purchase  and  Sale  Agreement  between  Groton  Fuel  Cell  1,  LLC  and  PNC  Energy  Capital  LLC,  dated  October  31,  2016  (incorporated  byreference to Exhibit 10.1 to the Company’s Annual Report on Form 10-K for the period ended October 31, 2016).

     

  10.2   Lease Agreement between Groton Fuel Cell 1, LLC and PNC Energy Capital LLC, dated October 31, 2016 (incorporated by reference to Exhibit10.2 to the Company’s Annual Report on Form 10-K for the period ended October 31, 2016).     

  10.3   Pledge Agreement between FuelCell Energy Finance, LLC and PNC Energy Capital LLC, dated October 31, 2016 (incorporated by reference toExhibit 10.3 to the Company’s Annual Report on Form 10-K for the period ended October 31, 2016).     

  10.4   **Alliance Agreement  between FuelCell  Energy,  Inc.  and POSCO Energy,  dated as  of  February 7,  2007 (incorporated  by reference  to Exhibit10.1 to the Company’s Form 10-Q/A for the period ended January 31, 2009).

159

 Exhibit No. Description

     

  10.5   **Technology Transfer,  License and Distribution Agreement between FuelCell  Energy, Inc. and POSCO Energy, dated as of February 7, 2007(incorporated by reference to Exhibit 10.2 to the Company’s Form 10-Q/A for the period ended January 31, 2009).     

  10.6   Loan Agreement, dated April 29, 2008, between the Company and the Connecticut Development Authority (incorporated by reference to Exhibit10.3 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q for the period ended January 31, 2009).     

  10.7   **Stack Technology Transfer and License Agreement dated as of October 27, 2009, by and between FuelCell Energy, Inc. and POSCO Energy(incorporated by reference to Exhibit 10.1 of the Company’s Current Report Form 8-K, dated October 27, 2009).     

  10.8   *The FuelCell Energy, Inc. Section 423 Amended and Restated Stock Purchase Plan (incorporated by reference to Exhibit 10.36 to the Company'sAnnual Report on Form 10-K for the period ended October 31, 2015).     

  10.9   Lease  agreement,  dated  March  8,  2000,  between  the  Company  and  Technology  Park  Associates,  L.L.C.  (incorporated  by  reference  to  Exhibit10.55 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q for the period ended April 30, 2000).

     

  10.10   Security  agreement,  dated  June  30,  2000,  between  the  Company  and  the  Connecticut  Development  Authority  (incorporated  by  reference  toExhibit 10.56 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q for the period ended July 31, 2000).     

  10.11   Loan agreement, dated June 30, 2000, between the Company and the Connecticut Development Authority (incorporated by reference to Exhibit10.57 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q for the period ended July 31, 2000).     

  10.12   *FuelCell Energy, Inc. Amended and Restated 1998 Equity Incentive Plan (incorporated by reference to Exhibit 10.54 to the Company’s AnnualReport on Form 10-K for the period ended October 31, 2015).     

  10.13   *FuelCell Energy, Inc. 2006 Equity Incentive Plan (incorporated by reference to Exhibit 10.58 to the Company's Annual Report on Form 10-K forthe period ended October 31, 2015).     

  10.14   *FuelCell Energy, Inc. Amended and Restated 2010 Equity Incentive Plan (incorporated by reference to Exhibit 10.59 to the Company's AnnualReport on Form 10-K for the period ended October 31, 2015).     

  10.15 Letter agreement, dated September 28, 2015, between the Company and Technology Park Associates, L.L.C. exercising the extension option perthe  terms  of  the  Lease  Agreement,  dated  March  8,  2000,  between  the  Company  and  Technology  Park  Associates,  L.L.C.  (incorporated  byreference to Exhibit 10.60 to the Company's Annual Report on Form 10-K for the period ended October 31, 2015).

     

  10.16   Intracreditor Subordination and Confirmation Agreement made and effective as of January 4, 2011 by JPMorgan Chase Bank, N.A. (incorporatedby reference to Exhibit 10.63 to the Company’s Annual Report on Form 10-K for the period ended October 31, 2010).

     

  10.17   *Employment Agreement, dated January 28, 2010, between the Company and Arthur Bottone, Senior Vice President, Chief Commercial Officer(incorporated by reference to Exhibit 10.65 to the Company’s Annual Report on Form 10-K for the period ended October 31, 2010).     

  10.18   *Employment Agreement, dated and effective as of February 8, 2011, between the Company and Arthur Bottone, President and Chief ExecutiveOfficer (incorporated by reference to Exhibit 10.1 to the Company’s Current Quarterly Report on Form 10-Q for the period ended April 30, 2019).     

  10.19

 

*First Amendment to Employment Agreement, dated December 19, 2011 and effective as of January 1, 2012 between the Company and ArthurBottone,  President  and  Chief  Executive  Officer  (incorporated  by  reference  to  Exhibit  10.3  of  the  Company’s  Current  Report  Form 8-K  datedDecember 19, 2011).

160

 Exhibit No. Description

     

  10.20 *Employment Agreement, dated March 21, 2012 and effective as of January 1, 2012 between the Company and Anthony Rauseo, Chief OperatingOfficer (incorporated by reference to the Exhibit 10.67 to the Company’s Current Report Form 8-K, dated March 21, 2012).

     

  10.21 *Employment Agreement, dated March 21, 2012 and effective as of January 1, 2012 between the Company and Michael Bishop, Chief FinancialOfficer (incorporated by reference to the Exhibit 10.68 to the Company's Current Report Form 8-K, dated March 21, 2012).

     

  10.22

 

Cell  Technology  Transfer  and  License  Agreement  dated  October  31,  2012  by  and  between  the  Company  and  POSCO  Energy,  Co.,  Ltd.(incorporated by reference to Exhibit 10.2 to the Company's Current Report on Form 8-K/A dated as of October 31, 2012 and filed on January 7,2013).

     

  10.23

 

Amendment  to  Technology  Transfer  Distribution  and  Licensing  Agreement  dated  as  of  February  7,  2007  and  the  Stack  Technology  TransferLicense Agreement dated as of October 27, 2009, each by and between the Company and POSCO Energy, Co., Ltd. (incorporated by reference toExhibit 10.3 to the Company's Current Report on Form 8-K dated as of October 31, 2012).

     

  10.24 Securities  Purchase  Agreement,  dated  April  30,  2012,  by  and  between  the  Company  and  POSCO  Energy  Co.,  Ltd.,  dated  April  30,  2012(incorporated by reference to Exhibit 10.1 to the Company's Current Report on Form 8-K dated April 30, 2012).

     

  10.25 Loan Agreement, dated as of March 5, 2013, between Clean Energy Finance and Investment Authority, as Lender, and the Company, as Borrower(incorporated by reference to Exhibit 10.69 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q for the period ended January 31, 2013).

     

  10.26 Security  Agreement,  dated  March  5,  2013,  by  the  Company  in  favor  of  the  Clean  Energy  Finance  and  Investment  Authority  (incorporated  byreference to Exhibit 10.70 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q for the quarter ended January 31, 2013).

     

  10.27 Securities Purchase Agreement, dated July 30, 2014, between the Company and NRG Energy, Inc. (incorporated by reference to Exhibit 10.82 tothe Company's Quarterly Report on Form 10-Q for the quarter ended July 31, 2014).

     

  10.28 Loan Agreement, dated July 30, 2014, between FuelCell Energy Finance, LLC and NRG Energy, Inc. (incorporated by reference to Exhibit 10.83to the Company's Quarterly Report on Form 10-Q for the quarter ended July 31, 2014).

     

  10.29

 

Assistance Agreement, dated November 19, 2015, by and between the State of Connecticut Acting by the Department of Economic Communityand Development and the Company (incorporated by reference to Exhibit 10.84 to the Company's Annual Report on Form 10-K for the periodended October 31, 2015).

     

  10.30

 

Phase 1 Promissory Note, dated November 19, 2015, between the Company and the State of Connecticut Acting by and through the Departmentof Economic Community and Development (incorporated by reference to Exhibit 10.85 to the Company's Annual Report on Form 10-K for theperiod ended October 31, 2015).

     

  10.31 Securities Purchase Agreement, dated July 6, 2016, between the Company and investors as listed on a Schedule of Buyers contained within theSecurity Purchase Agreement (incorporated by reference to Exhibit 10.2 to the Company's Current Report on Form 8-K dated July 6, 2016).

     

  10.32

 

Amendment No. 1 to Securities Purchase Agreement, dated July 8, 2016, between the Company and investors as listed on a Schedule of Buyerscontained within the Securities  Purchase Agreement (incorporated by reference to Exhibit  10.5 to the Company's  Current  Report  on Form 8-Kdated July 12, 2016).

     

  10.33 Amendment to Alliance Agreement, dated as of October 10, 2016, by and between the Company and POSCO Energy Co., Ltd. (incorporated byreference to Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K dated October 10, 2016).

161

 Exhibit No. Description

     

  10.34 Amendment  to  Technology Transfer,  Distribution  and Licensing  Agreement,  dated  as  of  October  10,  2016,  by and between the  Company andPOSCO Energy Co., Ltd. (incorporated by reference to Exhibit 10.2 to the Company’s Current Report on Form 8-K dated October 10, 2016).

     

  10.35 Amendment  to  Stack  Technology  Transfer  and  License  Agreement,  dated  as  of  October  10,  2016,  by  and  between  the  Company  and  POSCOEnergy Co., Ltd. (incorporated by reference to Exhibit 10.3 to the Company’s Current Report on Form 8-K dated October 10, 2016).

     

  10.36 Memorandum of Understanding for Market Transition dated as of March 17, 2017, by and between the Company and POSCO Energy Co., Ltd.(incorporated by reference to Exhibit 10.1 to the Company's Current Report on Form 8-K dated March 17, 2017).

     

  10.37 First Amendment to Assistance Agreement, dated as of April 3, 2017, and approved by the State of Connecticut, Office of the Attorney Generalon April 17, 2017 (incorporated by reference to Exhibit 10.1 to the Company's Current Report on Form 8-K dated April 17, 2017).

     

  10.38

 

*Employment Agreement, dated April 7, 2017, between the Company and Jennifer D. Arasimowicz, Senior Vice President, General Counsel andCorporate Secretary (incorporated by reference to Exhibit 10.90 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q for the period ending April 30,2017).

     

  10.39 Loan and Security Agreement, dated April 14, 2016, among FuelCell Energy, Inc. and Hercules Capital, Inc. (incorporated by reference to Exhibit10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K dated April 14, 2016).

     

  10.40

 

First  Amendment  to  Loan and Security  Agreement,  dated  September  5,  2017,  by and among the  Company,  Versa  Power  Systems,  Inc.,  VersaPower Systems Ltd., Hercules Capital, Inc. and Hercules Funding II, LLC (incorporated by reference to Exhibit 10.1 to the Company’s CurrentReport on Form 8-K dated September 5, 2017).

     

  10.41

 

Second Amendment to Loan and Security Agreement, dated October 27, 2017, by and among the Company, Versa Power Systems, Inc., VersaPower Systems Ltd., Hercules Capital, Inc. and Hercules Funding II, LLC (incorporated by reference to Exhibit 10.1 to the Company’s CurrentReport on Form 8-K dated October 27, 2017).

     

  10.42

 

Third  Amendment  to  Loan and  Security  Agreement,  dated  March  28,  2018,  by  and among FuelCell  Energy,  Inc.,  Versa  Power  Systems,  Inc.,Versa  Power  Systems  Ltd.,  Hercules  Capital  Inc.  and  Hercules  Funding  II,  LLC (incorporated  by  reference  to  Exhibit  10.1  to  the  Company’sCurrent Report on Form 8-K dated March 28, 2018).

     

  10.43   FuelCell  Energy,  Inc.  2018  Omnibus  Incentive  Plan  (incorporated  by  reference  to  Annex  A  to  the  FuelCell  Energy,  Inc.  Definitive  ProxyStatement filed with the Securities and Exchange Commission on Schedule 14A on February 16, 2018).

     

  10.44   Form of Restricted Stock Award Agreement (U.S. Employees) (incorporated by reference to Exhibit  10.2 to the Company’s Current Report onForm 8-K dated April 5, 2018).

     

  10.45   Form of Restricted Stock Unit Award Agreement (U.S. Employees) (incorporated by reference to Exhibit 10.3 to the Company’s Current Reporton Form 8-K dated April 5, 2018).

     

  10.46 Form of Restricted Stock Unit Award Agreement (Non-Employee Directors).(incorporated by reference to Exhibit 10.1 to the Company’s CurrentReport on Form 8-K dated November 8, 2018).

     

  10.47   Form of  Option Award Agreement  (Non-Employee Directors)  (incorporated  by reference  to  Exhibit  10.4 to the Company’s  Current  Report  onForm 8-K dated April 5, 2018).

     

  10.48   FuelCell Energy, Inc. 2018 Employee Stock Purchase Plan (incorporated by reference to Annex B to the FuelCell Energy, Inc. Definitive ProxyStatement filed with the Securities and Exchange Commission on Schedule 14A on February 16, 2018).

162

 Exhibit No. Description

     

  10.49 At  Market  Issuance  Sales  Agreement  among  FuelCell  Energy,  Inc.,  B.  Riley  FBR,  Inc.  and  Oppenheimer  &  Co.  Inc.,  dated  June  13,  2018.(incorporated by reference to Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K dated June 13, 2018).

     

  10.50

 

Fourth Amendment to Loan and Security Agreement, dated August 29, 2018, by and among FuelCell Energy, Inc., Versa Power Systems, Inc.,Versa Power Systems Ltd.,  Hercules Capital,  Inc.  and Hercules Funding II,  LLC. (incorporated by reference to Exhibit  10.1 to the Company’sCurrent Report on Form 8-K dated August 27, 2018).

     

  10.51 Membership Interest  Purchase Agreement,  dated October 31,  2018,  by and between FuelCell  Energy Finance,  LLC and Dominion Generation,Inc. (incorporated by reference to Exhibit 10.112 to the Company’s Annual Report on Form 10-K filed on January 10, 2019).

     

  10.52 First Amendment to Loan Agreement,  dated as of April  18, 2016, by and among FuelCell  Energy Finance, LLC, Riverside FuelCell,  LLC andNRG Energy, Inc. (incorporated by reference to Exhibit 10.114 to the Company’s Annual Report on Form 10-K filed on January 10, 2019).

     

  10.53 Second Amendment to Loan Agreement, dated as of December 13, 2018, by and among FuelCell Energy Finance, LLC and NRG Energy, Inc.(incorporated by reference to Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K/A filed on December 20, 2018).

     

  10.54

 

Construction  Loan  Agreement,  dated  December  21,  2018,  by  and  among  FuelCell  Energy  Finance  II,  LLC,  certain  of  its  subsidiaries  as  theProject Company Guarantors and Generate Lending, LLC. (incorporated by reference to Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form8-K filed on December 26, 2018).

     

  10.55 Right to Finance Agreement, dated December 21, 2018, by and between FuelCell Energy, Inc., FuelCell Energy Finance II, LLC and GenerateLending, LLC. (incorporated by reference to Exhibit 10.2 to the Company’s Current Report on Form 8-K filed on December 26, 2018).

     

  10.56 Guaranty  Agreement,  dated  December  21,  2018,  by  FuelCell  Energy,  Inc.  in  favor  of  Generate  Lending,  LLC.  (incorporated  by  reference  toExhibit 10.3 to the Company’s Current Report on Form 8-K filed on December 26, 2018).

     

  10.57

 

Fifth Amendment to Loan and Security Agreement, dated December 19, 2018, by and among FuelCell Energy, Inc., Versa Power Systems, Inc.,Versa  Power Systems Ltd.,  Hercules  Capital,  Inc.  and Hercules  Funding II,  LLC (incorporated  by reference  to  Exhibit  10.4 to  the  Company’sCurrent Report on Form 8-K filed on December 26, 2018).

     

  10.58 Securities Purchase Agreement, dated June 9, 2009, by and between the Company and POSCO Power (incorporated by reference to Exhibit 4.01to the Company's Current Report on Form 8-K dated October 27, 2009).

     

  10.59

 

Second Amendment to Assistance Agreement,  dated as of January 24,  2019, and approved by the State of Connecticut,  Office of the AttorneyGeneral  on  January  28,  2019  (incorporated  by  reference  to  Exhibit  10.1  to  the  Company’s  Current  Report  on  Form  8-K  filed  on  February  5,2019).

     

  10.60 Waiver Agreement, dated February 21, 2019, by and between FuelCell Energy, Inc. and the Sole Holder of Series C Convertible Preferred Stock(incorporated by reference to Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K filed on February 21, 2019).

     

  10.61

 

Exchange  Agreement,  dated  February  21,  2019,  by  and  between  FuelCell  Energy,  Inc.  and  the  Holder  of  the  Series  A  Warrant  to  PurchaseCommon  Stock,  issued  on  July  12,  2016  (incorporated  by  reference  to  Exhibit  10.2  to  the  Company’s  Current  Report  on  Form  8-K  filed  onFebruary 21, 2019).

     

  10.62 Form of Consent and Waiver, dated February 21, 2019, by and between FuelCell Energy, Inc. and each Holder of Series D Convertible PreferredStock (incorporated by reference to Exhibit 10.3 to the Company’s Current Report on Form 8-K filed on February 21, 2019).

163

 Exhibit No. Description

     

  10.63 Construction Loan Agreement, dated as of February 28, 2019, by and between Groton Station Fuel Cell, LLC and Fifth Third Bank (incorporatedby reference to Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K filed on March 5, 2019).

     

  10.64 Guaranty Agreement, dated as of February 28, 2019, by FuelCell Energy, Inc. in favor of Fifth Third Bank (incorporated by reference to Exhibit10.2 to the Company’s Current Report on Form 8-K filed on March 5, 2019).

     

  10.65

 

Sixth  Amendment  to  Loan  and  Security  Agreement,  dated  February  28,  2019  and  effective  as  of  February  22,  2019,  by  and  among  FuelCellEnergy,  Inc.,  Versa  Power  Systems,  Inc.,  Versa  Power  Systems  Ltd.,  Hercules  Capital,  Inc.  and  Hercules  Funding  II,  LLC  (incorporated  byreference to Exhibit 10.3 to the Company’s Current Report on Form 8-K filed on March 5, 2019).

     

  10.66

 

Seventh Amendment to Loan and Security Agreement, dated March 29, 2019, by and among FuelCell Energy, Inc., Versa Power Systems, Inc.,Versa  Power Systems Ltd.,  Hercules  Capital,  Inc.  and Hercules  Funding II,  LLC (incorporated  by reference  to  Exhibit  10.1 to  the  Company’sCurrent Report on Form 8-K filed on April 3, 2019).

     

  10.67 Third Amendment to Loan Agreement, dated as of March 29, 2019, by and among FuelCell Energy Finance, LLC, Central CA Fuel Cell 2, LLC,and NRG Energy, Inc. (incorporated by reference to Exhibit 10.2 to the Company’s Current Report on Form 8-K filed on April 3, 2019).

     

  10.68 Amendment to Membership Interest Purchase Agreement dated as of January 15, 2019 between Dominion Generation, Inc. and FuelCell EnergyFinance, LLC.

     

  10.69 Second  Amendment  to  Membership  Interest  Purchase  Agreement  dated  as  of  May  9,  2019  between  Dominion  Generation,  Inc.  and  FuelCellEnergy Finance, LLC (incorporated by reference to Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K filed on May 14, 2019).

     

  10.70

 

Credit Agreement, dated as of May 9, 2019 among Dominion Bridgeport Fuel Cell,  LLC, as Borrower, Liberty Bank, as Administrative Agentand  Co-Lead  Arranger  and  Fifth  Third  Bank,  as  Co-Lead  Arranger,  the  Lenders  (incorporated  by  reference  to  Exhibit  10.2  to  the  Company’sCurrent Report on Form 8-K filed on May 14, 2019).

     

  10.71 $12,500,000 Promissory Note from Dominion Bridgeport Fuel Cell,  LLC for the benefit  of Liberty Bank (incorporated by reference to Exhibit10.3 to the Company’s Current Report on Form 8-K filed on May 14, 2019).

     

  10.72 $12,500,000  Promissory  Note  from  Dominion  Bridgeport  Fuel  Cell,  LLC  for  the  benefit  of  Fifth  Third  Bank    (incorporated  by  reference  toExhibit 10.4 to the Company’s Current Report on Form 8-K filed on May 14, 2019).

     

  10.73 Security  Agreement  dated  as  of  May  9,  2019  by  Dominion  Bridgeport  Fuel  Cell,  LLC  in  favor  of  Liberty  Bank,  as  Administrative  Agent(incorporated by reference to Exhibit 10.5 to the Company’s Current Report on Form 8-K filed on May 14, 2019).

     

  10.74 Pledge and Security Agreement  dated as  of  May 9,  2019 by FuelCell  Energy Finance,  LLC for the benefit  of  Liberty Bank,  as AdministrativeAgent (incorporated by reference to Exhibit 10.6 to the Company’s Current Report on Form 8-K filed on May 14, 2019).

     

  10.75

 

Credit  Agreement,  dated  as  of  May  9,  2019  among  Dominion  Bridgeport  Fuel  Cell,  LLC,  as  Borrower,  and  Connecticut  Green  Bank,  asAdministrative Agent and Collateral Agent, the Lenders (incorporated by reference to Exhibit 10.7 to the Company’s Current Report on Form 8-Kfiled on May 14, 2019).

     

  10.76 $6,026,165.34 Promissory Note from Dominion Bridgeport Fuel Cell, LLC for the benefit of Connecticut Green Bank (incorporated by referenceto Exhibit 10.8 to the Company’s Current Report on Form 8-K filed on May 14, 2019).

     

164

 Exhibit No. Description

  10.77 Security  Agreement  dated as  of  May 9,  2019 by Dominion Bridgeport  Fuel  Cell,  LLC in favor  of  Connecticut  Green Bank,  as  AdministrativeAgent. (incorporated by reference to Exhibit 10.9 to the Company’s Current Report on Form 8-K filed on May 14, 2019).

     

  10.78 Pledge  and  Security  Agreement  dated  as  of  May  9,  2019  by  FuelCell  Energy  Finance,  LLC  for  the  benefit  of  Connecticut  Green  Bank,  asAdministrative Agent (incorporated by reference to Exhibit 10.10 to the Company’s Current Report on Form 8-K filed on May 14, 2019).

     

  10.79

 

Eighth Amendment to Loan and Security Agreement, dated May 8, 2019, by and among FuelCell Energy, Inc., Versa Power Systems, Inc., VersaPower Systems Ltd., Hercules Capital, Inc. and Hercules Funding II, LLC (incorporated by reference to Exhibit 10.11 to the Company’s CurrentReport on Form 8-K filed on May 14, 2019).

     

  10.80

 

International  Swap  Dealers  Association,  Inc.  Master  Agreement  dated  as  of  May  16,  2019  between  Fifth  Third  Financial  Risk  Solutions,  adivision of Fifth Third Bank, and Bridgeport Fuel Cell, LLC (incorporated by reference to Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form8-K filed on May 22, 2019).

     

  10.81 Schedule  to  the  1992  Master  Agreement  dated  as  of  May  16,  2019  between  Fifth  Third  Risk  Solutions,  a  division  of  Fifth  Third  Bank,  andBridgeport Fuel Cell, LLC (incorporated by reference to Exhibit 10.2 to the Company’s Current Report on Form 8-K filed on May 22, 2019).

     

  10.82 License  Agreement,  effective  as  of  June  11,  2019,  between  ExxonMobil  Research  and  Engineering  Company  and  FuelCell  Energy,  Inc.(incorporated by reference to Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K filed on June 12, 2019).

     

  10.83

 

Ninth Amendment to Loan and Security Agreement, dated June 11, 2019, by and among FuelCell Energy, Inc., Versa Power Systems, Inc., VersaPower Systems Ltd., Hercules Capital, Inc. and Hercules Funding II, LLC (incorporated by reference to Exhibit 10.2 to the Company’s CurrentReport on Form 8-K filed on June 12, 2019).

     

  10.84 Engagement Letter, dated and effective as of June 2, 2019, between the Company and Huron Consulting Services LLC (incorporated by referenceto Exhibit 10.2 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q for the quarter ended April 30, 2019).

     

  10.85

 

Fourth Amendment to Loan Agreement, dated as of June 13, 2019, by and among FuelCell Energy Finance, LLC, Central CA Fuel Cell 2, LLC,and NRG Energy, Inc. (incorporated by reference to Exhibit 10.3 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q for the quarter ended April30, 2019).

     

  10.86

 

First Amendment to Construction Loan Agreement dated as of June 28, 2019 by and among FuelCell Energy Finance II, LLC, the Initial ProjectCompany Guarantors party thereto, and Generate Lending, LLC (incorporated by reference to Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report onForm 8-K filed on July 3, 2019).

     

  10.87 First  Amendment to Right to Finance Agreement dated as of June 28, 2019, by and among FuelCell  Energy, Inc.,  FuelCell  Energy Finance II,LLC and Generate Lending, LLC (incorporated by reference to Exhibit 10.2 to the Company’s Current Report on Form 8-K filed on July 3, 2019).

     

  10.88 Fifth Amendment to Loan Agreement, dated as of July 11, 2019, by and among FuelCell Energy Finance, LLC, Central CA Fuel Cell 2, LLC, andNRG Energy, Inc. (incorporated by reference to Exhibit 10.1 to the  Company’s Current Report on Form 8-K filed on July 12, 2019).

165

 Exhibit No. Description

     

  10.89

 

Tenth Amendment to Loan and Security Agreement, dated July 24, 2019, by and among FuelCell Energy, Inc., Versa Power Systems, Inc., VersaPower Systems Ltd., Hercules Capital, Inc. and Hercules Funding II, LLC. (incorporated by reference to Exhibit 10.1 to the Company’s CurrentReport on Form 8-K filed on July 25, 2019).

     

  10.90 *Employment Agreement, dated as of July 30, 2019, by and between FuelCell Energy, Inc. and Michael Lisowski (incorporated by reference toExhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K filed on July 30, 2019).

     

  10.91 *Employment  Agreement,  dated  as  of  July  30,  2019,  by  and  between  FuelCell  Energy,  Inc.  and  Anthony  Leo  (incorporated  by  reference  toExhibit 10.2 to the Company’s Current Report on Form 8-K filed on July 30, 2019).

     

  10.92 *Summary  of  Cash  Incentive  Plan  of  FuelCell  Energy,  Inc.  (incorporated  by  reference  to  Exhibit  10.30  to  the  Company’s  Form 10-Q for  thequarter ended July 31, 2019).

     

  10.93 *Form of Letter Agreement Issued to Employees Under Cash Incentive Plan of FuelCell Energy, Inc. (incorporated by reference to Exhibit 10.30to the Company’s Form 10-Q for the quarter ended July 31, 2019).

     

  10.94 Sixth Amendment to Loan Agreement, dated as of August 8, 2019, by and among FuelCell Energy Finance, LLC, Central CA Fuel Cell 2, LLC,and NRG Energy, Inc. (incorporated by reference to Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K filed on August 13, 2019).

     

  10.95

 

Second Amendment to Construction Loan Agreement, dated as of August 13, 2019, by and among FuelCell Energy Finance II, LLC, the InitialProject  Company  Guarantors  party  thereto  and  Generate  Lending,  LLC  (incorporated  by  reference  to  Exhibit  10.2  to  the  Company’s  CurrentReport on Form 8-K filed on August 13, 2019).

     

  10.96

 

Second Amendment to Right to Finance Agreement, dated as of August 13, 2019 by and between FuelCell Energy, Inc., FuelCell Energy FinanceII, LLC and Generate Lending, LLC (incorporated by reference to Exhibit 10.3 to the Company’s Current Report on Form 8-K filed on August13, 2019).

     

  10.97 Amendment No. 1 to Construction Loan Agreement, dated as of August 13, 2019, by and between Groton Station Fuel Cell, LLC and Fifth ThirdBank (incorporated by reference to Exhibit 10.4 to the Company’s Current Report on Form 8-K filed on August 13, 2019).

     

  10.98 Amendment  to  Engagement  Letter,  dated  August  19,  2019  and  effective  as  of  August  26,  2019,  between  FuelCell  Energy,  Inc.  and  HuronConsulting Services LLC (incorporated by reference to Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K filed on August 20, 2019).

     

  10.99 *Employment Agreement, effective as of August 26, 2019, by and between FuelCell Energy, Inc. and Jason B. Few. (incorporated by reference toExhibit 10.2 to the Company’s Current Report on Form 8-K filed on August 20, 2019).

     

  10.100

 

Seventh Amendment to Loan Agreement, dated as of September 30, 2019, by and between FuelCell Energy Finance, LLC, Central CA Fuel Cell2, LLC, and NRG Energy, Inc. . (incorporated by reference to Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K filed on October 2,2019).

     

  10.101

 

Third Amendment to Construction Loan Agreement, dated as of September 30, 2019, by and between FuelCell Energy Finance II, LLC, the InitialProject  Company  Guarantors  party  thereto  and  Generate  Lending,  LLC  (incorporated  by  reference  to  Exhibit  10.2  to  the  Company’s  CurrentReport on Form 8-K filed on October 2, 2019).

     

  10.102

 

Third  Amendment  to  Right  to  Finance  Agreement,  dated  as  of  September  30,  2019  by  and  between  FuelCell  Energy,  Inc.,  FuelCell  EnergyFinance II, LLC and Generate Lending, LLC (incorporated by reference to Exhibit 10.3 to the Company’s Current Report on Form 8-K filed onOctober 2, 2019).

166

 Exhibit No. Description

     

  10.103

 

Letter  Agreement  regarding  Payoff  of  Loan  and  Security  Agreement,  dated  September  30,  2019,  by  and  among  FuelCell  Energy,  Inc.,  VersaPower Systems, Inc., Versa Power Systems Ltd., Hercules Capital, Inc. and Hercules Funding II, LLC (incorporated by reference to Exhibit 10.4to the Company’s Current Report on Form 8-K filed on October 2, 2019).

     

  10.104 At  Market  Issue  Sales  Agreement,  effective  October  4,  2019,  by  and  between  FuelCell  Energy,  Inc.  and  B.  Riley  FBR,  Inc.  (incorporated  byreference to Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K filed on October 4, 2019).

     

  10.105 Amendment No. 2 to Construction Loan Agreement, dated as of October 21, 2019, by and between Groton Station Fuel Cell, LLC and Fifth ThirdBank (incorporated by reference to Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K filed on October 25, 2019).

     

  10.106 Joint  Development  Agreement,  effective  October  31,  2019,  by  and  between  FuelCell  Energy,  Inc.  and  ExxonMobil  Research  and  EngineeringCompany. (incorporated by reference to Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K filed on November 6, 2019).

     

  10.107

 

Credit  Agreement,  dated  as  of  October  31,  2019,  by  and  between  FuelCell  Energy,  Inc.,  the  Guarantors  from  time  to  time  party  thereto,  theLenders and Orion Energy Partners Investment Agent, LLC (incorporated by reference to Exhibit 10.2 to the Company’s Current Report on Form8-K filed on November 6, 2019).

     

  10.108

 

Pledge  and Security  Agreement,  dated  as  of  October  31,  2019,  by and between FuelCell  Energy,  Inc.,  the  Guarantors  from time to  time partythereto,  the  Lenders  and  Orion  Energy  Partners  Investment  Agent,  LLC (incorporated  by  reference  to  Exhibit  10.3  to  the  Company’s  CurrentReport on Form 8-K filed on November 6, 2019).

     

  10.109 Loan Discount Letter,  dated as of October 31, 2019, by and between FuelCell  Energy, Inc. and Orion Energy Partners Investment Agent, LLC(incorporated by reference to Exhibit 10.4 to the Company’s Current Report on Form 8-K filed on November 6, 2019).

     

  10.110 Agent Reimbursement Letter, dated as of October 31, 2019, by and between FuelCell Energy, Inc. and Orion Energy Partners Investment Agent,LLC (incorporated by reference to Exhibit 10.5 to the Company’s Current Report on Form 8-K filed on November 6, 2019).

     

  10.111

 

Observer Right Agreement, dated as of October 31, 2019, by and between FuelCell Energy, Inc., the Guarantors from time to time party thereto,Orion  Energy  Credit  Opportunities  Fund II,  L.P.,  Orion  Energy  Credit  Opportunities  Fund II  PV,  L.P.  and  Orion  Energy  Credit  OpportunitiesFund II GPFA, L.P. (incorporated by reference to Exhibit 10.7 to the Company’s Current Report on Form 8-K filed on November 6, 2019).

     

  10.112 Payoff Letter, dated as of October 31, 2019, by and between FuelCell Energy Finance, LLC and NRG Energy, Inc. (incorporated by reference toExhibit 10.8 to the Company’s Current Report on Form 8-K filed on November 6, 2019).

     

  10.113 Payoff  Letter,  dated  as  of  October  30,  2019,  by  and  between  FuelCell  Energy  Finance  II,  LLC and  Generate  Lending,  LLC (incorporated  byreference to Exhibit 10.9 to the Company’s Current Report on Form 8-K filed on November 6, 2019).

     

  10.114

 

First Amendment to Credit Agreement, dated as of November 22, 2019, by and among FuelCell Energy, Inc., each of the Guarantors party to theCredit  Agreement,  each  of  the  lenders  party  to  the  Credit  Agreement  and  Orion  Energy  Partners  Investment  Agent,  LLC.  (incorporated  byreference to Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K filed on November 25, 2019).

     

  10.115 Payoff Letter,  Termination,  and Release,  dated as of November 22, 2019, by and among Groton Station Fuel Cell,  LLC and Fifth Third Bank,National Association (incorporated by reference to Exhibit 10.2 to the Company’s Current Report on Form 8-K filed on November 25, 2019).

167

 Exhibit No. Description

     

  10.116 Amendment to Loan Agreement, dated as of December 19, 2019, by and among FuelCell Energy, Inc. and Connecticut Green Bank (incorporatedby reference to Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K filed on December 20, 2019).

     

  10.117 Second Amendment to Credit Agreement, dated as of January 20, 2020, by and among FuelCell Energy, Inc., each of the Guarantors party to theCredit Agreement, each of the lenders party to the Credit Agreement and Orion Energy Partners Investment Agent, LLC.

     

  21   Subsidiaries of the Registrant     

  23.1   Consent of Independent Registered Public Accounting Firm     

  31.1   Certification of Chief Executive Officer pursuant to Section 302 of the Sarbanes Oxley Act of 2002     

  31.2   Certification of Chief Financial Officer pursuant to Section 302 of the Sarbanes Oxley Act of 2002     

  32.1   Certification of Chief Executive Officer pursuant to Section 906 of the Sarbanes Oxley Act of 2002     

  32.2   Certification of Chief Financial Officer pursuant to Section 906 of the Sarbanes Oxley Act of 2002     

101.SCH#   XBRL Schema Document     

101.INS#   XBRL Instance Document     

101.CAL#   XBRL Calculation Linkbase Document     

101.LAB#   XBRL Labels Linkbase Document     

101.PRE#   XBRL Presentation Linkbase Document     

101.DEF#   XBRL Definition Linkbase Document 

The exhibits marked with the section symbol (#) are interactive data files.* Management Contract or Compensatory Plan or Arrangement** Confidential Treatment has been granted for portions of this document Item 16. FORM 10-K SUMMARY Not applicable. 

168

 SIGNATURES

 Pursuant to the requirements of Section 13 or 15(d) of the Securities Exchange Act of 1934, the registrant has duly caused this report to be signed on its behalf bythe undersigned, thereunto duly authorized. FUELCELL ENERGY, INC. /s/ Jason B. Few   Dated:   January 22, 2020Jason B. Few      President, Chief Executive Officerand Chief Commercial Officer

     

Pursuant to the requirements of the Securities Exchange Act of 1934, this report has been signed below by the following persons on behalf of the registrant and inthe capacities and on the dates indicated. Signature   Capacity   Date         

/s/ Jason B. FewJason B. Few

  President, Chief Executive Officer, Chief Commercial Officer and Director (PrincipalExecutive Officer)

  January 22, 2020

         

/s/ Michael S. BishopMichael S. Bishop

  Executive Vice President, Chief Financial Officer and Treasurer(Principal Financial Officer and Principal Accounting Officer)

  January 22, 2020

         

/s/ James H. EnglandJames H. England

  Director – Chairman of the Board   January 22, 2020

         

/s/ Chris GroobeyChris Groobey

  Director   January 22, 2020

         

/s/ Matthew HilzingerMatthew Hilzinger

  Director   January 22, 2020

         

/s/ Natica von AlthannNatica von Althann

  Director   January 22, 2020

 

169

EXHIBIT 4.13

FuelCell Energy3 Great Pasture RoadDanbury, CT 06810www.fuelcellenergy.com

 January 20, 2020 Enbridge Inc. 3000, 425 — 1 Street SW Calgary, AB T2P 3L8 

Re:  Class A Preferred Shares of FCE FuelCell Energy Ltd. Ladies and Gentlemen: The  purpose  of  this  letter  agreement  is  to  confirm  the  following  binding  agreements  between  Enbridge  Inc.  (“Enbridge”),  FCE  FuelCell  Energy  Ltd.  (“FCECanada”), and FuelCell Energy, Inc. (“FuelCell”) regarding the Class A Cumulative Redeemable Exchangeable Preferred Shares (“Class A Preferred Shares”) ofFCE Canada and the Guarantee, dated May 27, 2004, made by FuelCell in favor of Enbridge, as amended by the Guarantee Amending Agreement, dated April 1,2011 and effective as of January 1, 2011, between FuelCell and Enbridge (the “Guarantee”).  Capitalized terms used herein but not otherwise defined shall have themeaning  ascribed  thereto  in  the  rights,  privileges,  restrictions  and  conditions  governing  the  Class  A  Preferred  Shares,  a  copy  of  which  is  attached  hereto  asSchedule B (the “Share Provisions”).   1. In consideration for the covenants and mutual agreements herein contained, the parties hereby consent and agree to the amendment of the articles of

FCE Canada relating to the Class A Preferred Shares in accordance with Schedule A attached hereto, subject to any revisions or further amendments(consistent  with  the  intent  and  maintaining  the  efficacy  of  the  provisions  in  Schedule  A)  required  under  the Business Corporations Act (BritishColumbia).  Further,  following the execution of  this  letter  agreement,  each of  Enbridge,  FuelCell  and FCE Canada will  promptly  take such actions,steps, and proceedings as may reasonably be required to amend such articles as set forth in Schedule A. 

  2. In  conjunction  with  the  filing  of  the  amended  articles  of  FCE Canada  as  set  forth  above,  Enbridge  and  FuelCell  will  also  amend the  Guarantee  asnecessary  or  as  the  parties  may  mutually  reasonably  agree,  in  either  case,  in  order  to  be  consistent  with  such  amended  articles  and  to  maintainFuelCell’s continued unconditional guarantee of FCE Canada’s obligations under the Class A Preferred Shares. 

  3. Each party shall, upon the reasonable request of any other party, promptly execute such documents and take such further actions as may be necessaryto give full effect to the terms of this letter agreement. 

  4. By  executing  this  letter  agreement,  Enbridge  represents,  acknowledges,  and  agrees  that:  (i)  all  payments  required  to  be  made  to  it  on  or  beforeDecember 31, 2019 in accordance with Section 2.11 of the Share Provisions and the Guarantee have been made; (ii)  all  payments made to it  on orbefore December 31, 2019 pursuant to Section 2.11(ii) were made to pay down the dividends that had accrued pursuant to Section 2.1 of the ShareProvisions  and  were  not  in  addition  thereto;  and  (iii)  notwithstanding  the  language  in  Section  2.1  requiring  accrued  dividends  to  be  paid  on  theDividend Payment Dates, the payments made pursuant to Section 2.11(ii) from January 1, 2011 through December 31, 2019 were the only dividendpayments required to be made pursuant the Share Provisions during such period.  Notwithstanding the foregoing, for certainty, the parties acknowledgeand agree that accrued dividends in the amount of $20,239,768 remain unpaid on the Class A Preferred Shares as of the date hereof. 

This letter agreement shall  be governed by and interpreted and enforced in accordance with the laws of the Province of Alberta and the federal  laws of Canadaapplicable therein, and the parties hereby irrevocably and unconditionally submit to the exclusive jurisdiction of the courts of the Province of Alberta with respectto any matter relating to the execution or construction of this letter agreement or the exercise of any right or the enforcement of any obligation arising hereunder.

  

 Please sign and date this letter agreement in the space provided below to confirm the agreements set forth above and return a signed copy to the

undersigned.

Very truly yours, FuelCell Energy, Inc.

 By:     /s/ Michael S. Bishop    Name:   Michael S. Bishop    Title:   Executive Vice President, Chief Financial        Officer and Treasurer

 FCE FuelCell Energy Ltd.

 By:     /s/ Michael S. Bishop    Name:   Michael S. Bishop    Title:   Executive Vice President, Chief Financial        Officer and Treasurer

  

 Accepted and agreed to by Enbridge Inc. on January 20, 2020 Enbridge Inc. By:  /.s/  John K. WhelenName:  John K. WhelenTitle:  Executive Vice President &   Chief Development Officer

2  

 

Schedule A 

Each  of  Enbridge  Inc.  (“Enbridge”),  FCE  FuelCell  Energy  Ltd.  (“FCE  Canada”),  and  FuelCell  Energy,  Inc.  (“FuelCell”)  will  promptly  take  suchactions,  steps,  and proceedings as may be reasonably required to amend the articles  of  FCE Canada relating to the Class A Preferred Shares (the “Articles”)  asfollows, subject to any revisions or further amendments (consistent with the intent and maintaining the efficacy of the provisions in this Schedule A) required underthe Business Corporations Act (British Columbia).  For certainty, the section references in this Schedule A are to the sections of the Share Provisions as attached tothis letter agreement as Schedule B, and to the extent the section references are different in the Articles, such references shall be modified to be consistent therewithand the intent hereof.   1. Delete “REDEEMABLE EXCHANGEABLE” in the first paragraph of the Share Provisions.

   2. Delete the following language at the end of Section 1.4 of the Share Provisions: “or amalgamation, consolidation, merger or sale, all as referred to in

Section 5.5”, and replace it with the following language: “or consolidation, amalgamation, arrangement or merger of FuelCell with or into any otherentity, or any sale of its properties and assets as, or substantially as, an entirety to any other person or entity”. 

  3. Replace the current language in Section 1.5 of the Share Provisions with the following language: “Intentionally Omitted”. 

  4. Replace the current language in Section 1.6 of the Share Provisions with the following language: “Intentionally Omitted”. 

  5. Replace the current language in Section 1.7 of the Share Provisions with the following language: “Intentionally Omitted”. 

  6. Replace the current language in Section 1.14 of the Share Provisions with the following language: “Intentionally Omitted; and”. 

  7. Amend Section  2.1  of  the  Share  Provisions  to  add  the  following  after  the  final  sentence:  “Notwithstanding  the  foregoing  and  in  lieu  of  the  annualdividend rates set forth above, commencing on January 1, 2020, for each Class A Preferred Share held by a holder of Class A Preferred Shares, suchholder shall be entitled to receive, and the Corporation shall pay, preferential cumulative dividends, as and when declared by the Board of Directors,out of the assets of the Corporation properly applicable to the payment of dividends, at an annual rate of 15% on the sum of the Principal RedemptionPrice plus any accrued and unpaid dividends. Further, notwithstanding anything to the contrary set forth in this Section 2.1, commencing on January 1,2020,  the  Corporation  shall  only  be  required  to  make  dividend  payments  as  and  when  required  by  Section  2.11,  if  so  declared  by  the  Board  ofDirectors, out of assets of the Corporation properly applicable to the payment of dividends.  Any accrued and unpaid dividends in excess of the amountof the dividend payments made pursuant to Section 2.11 will remain outstanding and will be payable as set forth in Section 2.10 (or Section 2.8 at theCorporation’s discretion).”   

  8. Replace the current language in Section 2.3 of the Share Provisions with the following language: “Intentionally Omitted.” 

  9. Remove the following language from the first sentence of Section 2.4 of the Share Provisions: “Subject to Section 2.3,”. 

  10. Replace the current language in Section 2.9 of the Share Provisions with the following language: “Intentionally Omitted.” 

  11. Replace the current language in Section 2.10 of the Share Provisions with the following language: “On December 31, 2021, the amount of all accruedand  unpaid  dividends  on  the  Class  A  Preferred  Shares  plus  the  Principal  Redemption  Price  for  each  Class  A  Preferred  Share  (collectively,  the“December 2021 Payment”)

3  

   shall be paid to the holder of the Class A Preferred Shares by the Corporation in accordance with Section 2.4. Upon the payment of the December 2021

Payment (whether made on or before December 31, 2021),  the Corporation will  have no further obligations to the holders of the Class A PreferredShares.” 

  12. Replace the current language in Section 2.11 of the Share Provisions with the following language: “On the last day of each Calendar Quarter startingon  March  31,  2011  and  ending  on  the  date  that  the  December  2021  Payment  is  made,  the  Corporation  shall  make  (i)  to  the  extent  the  PrincipalRedemption Price for each Class A Preferred Share has not been paid in full, a return of capital payment to the holders of the Class A Preferred Sharesin an aggregate amount equal to $187,500, and (ii) to the extent there are accrued and unpaid dividends on the Class A Preferred Shares, a dividendpayment to the holders of the Class A Preferred Shares in an aggregate amount equal to $125,000.” 

  13. Replace the current language in Section 2.12 of the Share Provisions with the following language: “Intentionally Omitted.” 

  14. Delete the following language in Section 2.13 of the Share Provisions: “and Section 2.12”. 

  15. Delete Section 4 of the Share Provisions in its entirety and replace it with the following language: “Intentionally Omitted.” 

  16. Delete Section 5 of the Share Provisions in its entirety and replace it with the following language: “Intentionally Omitted.” 

  17. Delete the reference to “Section 11” in each of Sections 7.1 and 9.1 of the Share Provisions and replace it with a reference to “Section 10”. 

  18. Delete the following language from Section 7.2 of the Share Provisions: “or if all the outstanding Class A Preferred Shares have been duly called forredemption and adequate provision has been made assuring that they will be redeemed or deemed to be redeemed on or before the date specified forredemption”.

 

4  

 Schedule B

Schedule “A”

attached to and forming part of the

Articles of Amendment of

FCE FuelCell Energy Ltd. (the “Corporation”)

1,000,000 CLASS A CUMULATIVE REDEEMABLE EXCHANGEABLE PREFERRED SHARES (the “Class A Preferred Shares”), whichshall have attached thereto the following rights, privileges, restrictions and conditions:

 1 DEFINITIONS:

For the purposes of these share conditions the following definitions shall apply:

1.1 “accrued and unpaid  dividends”  means  an  amount  computed at  the  rate  of  dividend from time to  time attaching  to  the  Class  APreferred Shares as though dividends on such shares had been declared every Calendar Quarter and were accruing on a day to daybasis from the date of issue to the date to which the computation of accrued dividends is to be made, after deducting all dividendpayments made on such shares, as adjusted by Section 2.5;

1.2 “Board of Directors” means the board of directors of the Corporation;

1.3 “Calendar Quarter” means each of the three month periods ended March 31, June 30, September 30 and December 31 in each year;

1.4 “Common Shares”  means  only  common shares  of  FuelCell  as  constituted  on  May  27,  2004  or  as  subsequently  consolidated  orsubdivided and any other shares resulting from reclassification or change of such common shares or amalgamation, consolidation,merger or sale, all as referred to in Section 5.5;

1.5 “Current Exchange Basis” means the number of Common Shares into which each Class A Preferred Share is exchangeable, whichnumber is equal at any particular time to the result obtained (expressed to the nearest thousandth of a Common Share) by dividing(a) the sum of the Redemption Price at such time by (b) the Current Exchange Price;

1.6 “Current Exchange Price” means, in Canadian currency:

  (a) $110.97 per Common Share until July 31, 2005;

  (b) $120.22 per Common Share after July 31, 2005 until July 31, 2010;

  (c) $129.46 per Common Share after July 31, 2010, until July 31, 2015;

  (d) $138.71 per Common Share after July 31, 2015 until July 31, 2020; or

5  

   (e) at any time after July 31, 2020 the price equal to 95% of the Current Market Price at the time of exchange (the “Final

Exchange Price”), subject to adjustments as provided in Section 5.5;

1.7 “Current  Market  Price” as  at  any date when the Current  Market  Price is  to  be determined,  means the volume weighted averageprice in U.S. dollars at which board lots of the Common Shares have been traded on NASDAQ during the 20 consecutive tradingdays  commencing  30  trading  days  before  such  date  converted  into  Canadian  dollars  using  the  Bank  of  Canada’s  noon  rate  ofexchange on the date of determination.  In the event the Common Shares are not listed on NASDAQ but are listed on another stockexchange or stock exchanges in Canada or the United States, any references to NASDAQ shall be deemed to be references to suchother  stock  exchange,  or,  if  more  than  one,  to  such  one  on  which  the  greatest  volume  of  trading  of  Common  Shares  occurredduring such 20 consecutive trading days.  In the event Common Shares are not so traded on any stock exchange in Canada or theUnited  States,  the  Current  Market  Price  thereof  shall  be  determined  by  the  Board  of  Directors,  which  determination  shall  beconclusive;

1.8 “Dividend Commencement Date” means May 27, 2004;

1.9 “Dividend Payment Date” means the 10th day of January, April, July and October in each year with the first such date to be July10, 2004;

1.10 “FuelCell” means FuelCell Energy, Inc., a corporation existing under the laws of the State of Delaware and includes any successorcorporation;

1.11 “Market Price” means the volume weighted average price in U.S. dollars at  which board lots of the Common Shares have beentraded on NASDAQ during the Calendar Quarter  and converted into Canadian dollars  using the Bank of  Canada’s  noon rate  ofexchange on the last day of the Calendar Quarter.  In the event the Common Shares are not listed on NASDAQ but are listed onanother  stock  exchange  or  stock  exchange  in  Canada  or  the  United  States,  any  reference  to  NASDAQ  shall  be  deemed  to  bereferences to such other stock exchange, or,  if  more than one, to such one on which the greatest volume of trading of CommonShares occurred during such Calendar Quarter.  In the event Common Shares are not so traded on any stock exchange in Canada orthe United States, the Market Price thereof shall be determined by the Board of Directors, which determination shall be conclusive;

1.12 “NASDAQ” means NASDAQ Stock Market Inc.;

1.13 “Principal Redemption Price” means, at any time and for each Class A Preferred Share, $25.00 less all amounts paid on or beforesuch time by the Corporation to a holder of a Class A Preferred Share as a return of capital;

1.14 “Redemption Price” means, at any time and for each Class A Preferred Share, the Principal Redemption Price at such time plus anamount equal to all accrued and unpaid dividends on such Class A Preferred Share to the date fixed for redemption of such Class APreferred Share; and

1.15 “Tax  Act”  means  the  Income  Tax  Act  (Canada),  and  the  regulations  thereunder  as  such  act  and  regulations  may  be  amended,superseded or replaced from time to time.

6  

 2 DIVIDENDS AND RETURN OF CAPITAL

2.1 Subject  to  Section  2.9,  the  holders  of  Class  A  Preferred  Shares  shall  be  entitled  to  receive,  and  the  Corporation  shall  pay,preferential cumulative dividends, as and when declared by the Board of Directors, out of the assets of the Corporation properlyapplicable to the payment of  dividends,  at  a  rate  per  annum on the Principal  Redemption Price of  the Class  A Preferred Sharesplus, after January 1, 2011, on accrued and unpaid dividends as of the first day of the relevant Calendar Quarter determined forsuch Calendar Quarter as follows:

 Market Price, in Canadian currency, in the CalendarQuarter

Annual Dividend Rate Applicable to that Calendar Quarter

Less than or equal to $128.89       5%$128.90 to $146.81       4%$146.82 to $164.73       3%$164.74 to $182.65       2%greater than $182.65       1% Such dividends shall accrue and be cumulative from the Dividend Commencement Date.  Such dividends shall be payable on theDividend  Payment  Dates  to  shareholders  of  record  on  the  immediately  preceding  Calendar  Quarter  end  date.    The  rate  of  anydividend declared and paid for a portion of a Calendar Quarter shall be prorated accordingly.

 2.2 If on any Dividend Payment Date the dividend payable on such date is not declared and paid in full on all of the Class A Preferred

Shares then issued and outstanding, such dividend or the unpaid part thereof shall be paid on a subsequent date or dates determinedby  the  Board  of  Directors  on  which  the  Corporation  shall  have  sufficient  monies  properly  applicable  to  the  payment  of  thesame.  When any such dividend is not paid in full, the Class A Preferred Shares shall participate rateably with all other preferredshares,  if  any, which rank on a parity with the Class A Preferred Shares with respect to the payment of dividends, in respect ofsuch dividends including accumulations,  if  any,  in  accordance with the sums which would be payable on the Class  A PreferredShares and such other shares if all such dividends were declared and paid in full in accordance with their terms.  The holders ofClass A Preferred Shares shall not be entitled to any dividends other than or in excess of the dividends hereinbefore provided for.

2.3 The Board of Directors is entitled at its discretion to determine with respect to any dividend on Class A Preferred Shares that allholders of Class A Preferred Shares receive such dividend in the form of a dividend-in-kind payable in Common Shares.  In theevent the Corporation elects to pay a dividend by delivering Common Shares to the holders of Class A Preferred Shares the priceof the Common Shares shall be calculated to be 95% of the volume weighted average price in U.S. dollars at which board lots ofthe  Common Shares  have  been  traded  on  NASDAQ during  the  20  consecutive  trading  days  preceding  the  end  of  the  CalendarQuarter  for which such dividend-in-kind is  to be paid converted into Canadian dollars using the Bank of Canada’s noon rate ofexchange on the day of determination.  In the event the Common Shares are not listed on NASDAQ but are listed on another stockexchange or stock exchanges in Canada or the United States, any reference to NASDAQ shall be deemed to be references to suchother  stock  exchange,  or,  if  more  than  one,  to  such  one  on  which  the  greatest  volume  of  trading  of  Common  Shares  occurredduring such 20 consecutive trading days.  In the event Common Shares are not so traded on any stock exchange in Canada or theUnited States, the price thereof shall be determined by the Board of Directors, which determination shall be conclusive.

7  

 2.4 Subject to Section 2.3, dividends (less any tax required to be withheld by the Corporation) on the Class A Preferred Shares shall be

paid by electronic funds transfer or by cheque payable in lawful money of Canada, at any branch in Canada of the Corporation’sbankers.  The mailing of such cheque from the Corporation’s head office on or before the date on which such dividend is to be paidto a holder of Class A Preferred Shares shall be deemed to be payment of the dividends represented thereby and payable on suchdate unless the cheque is not paid upon presentation.

2.5 Notwithstanding the provisions of Section 2.1 but subject to Section 2.8, at all times prior to January 1, 2011 the Corporation shalldeclare and pay a dividend on the Class A Preferred Shares in respect of a Calendar Quarter ending in a particular fiscal year of theCorporation only to the extent that the Corporation would not be liable to pay tax under Part VI.I of the Tax Act in respect of suchdividend other than tax that would be fully recovered by means of the deduction under paragraph 110(1)(k) of the Tax Act for thatfiscal year.  On each Dividend Payment Date, the Corporation shall estimate the amount of its taxable income for the fiscal yearwhich includes such Dividend Payment Date and shall compute the amount of the dividend which it is obliged to declare and payaccordingly.  Once the actual amount of taxable income for such fiscal year is established by means of the filing of the relevant taxreturn,  or  if  a  previous  estimate  thereof  has  been  revised  by  a  subsequent  estimate  thereof  made  by  the  Corporation,  suchadjustment  as  is  appropriate  to  achieve  the  result  expressed  herein  shall  be  made  to  the  amount  of  the  dividend  required  to  bedeclared and paid on the next Dividend Payment Date, whether that date falls within the same or a subsequent fiscal year.   TheCorporation shall deliver to the holders of the Class A Preferred Shares, on such Dividend Payment Date, a calculation in writingshowing  the  amount  of  the  Corporation’s  taxable  income  for  its  fiscal  year  that  includes  that  Dividend  Payment  Date  as  soestimated  or  as  finally  determined  by  the  Corporation,  as  well  as  the  dividend  that  such  holders  are  entitled  to  receive  on  thatDividend Payment Date having regard to such estimated or actual taxable income, as the case may be.

If the Corporation does not declare and pay dividends on the Class A Preferred Shares as a consequence of the provisions of thisSection 2.5, dividends shall continue to accrue at the rate or rates provided in these share conditions and the amount of all suchdividends  accrued  prior  to  January  1,  2011  which  remain  unpaid,  shall  be  adjusted  upward  by  a  multiplicative  factor  equal  to1.0245 raised to an exponent equal to the number of Calendar Quarters, including decimal fractions thereof based on 91 days perCalendar  Quarter,  between  the  10th  day  following  the  Calendar  Quarter  in  which  the  unpaid  dividend  originally  accrued  andJanuary  1,  2011,  assuming  for  these  calculations  that  the  Class  A  Preferred  Shares  were  issued  on  July  31,  2000  and  that  theCorporation  paid  $125,000  in  dividends  per  Calendar  Quarter  from  the  notional  issue  date  until  the  Calendar  Quarter  endedDecember  31,  2003.    By  way  of  illustration,  for  greater  certainty,  if  the  Board  of  Directors  determines  to  declare  and  pay  onNovember 25, 2005, a dividend which originally accrued in respect of the Calendar Quarter ending September 30, 2000, then thedividend  which  originally  accrued  would  be  multiplied  by  1.643  (i.e.  1.0245  to  the  exponent  20.51)  to  determine  the  adjustedamount  of  the  dividend  to  be  declared.    Any  dividends  declared  and  paid  on  the  Class  A  Preferred  Shares,  shall  always  be  inrespect  of  the  earliest  Calendar  Quarter  for  which  the  original  accrued  dividend,  or  any  part  thereof,  remains  unpaid.    TheCorporation shall  maintain in its  books of account at  the end of each Calendar Quarter  a record of the adjusted amount of eachaccrued and unpaid dividend, calculated on the basis of the amount that would be payable as of the 10th business day following theCalendar Quarter, and the aggregate adjusted amount of all such accrued and unpaid dividends.

 2.6 The Corporation shall take into account the amount of any dividend allowance available to it under subsection 191.1(2) of the Tax

Act  in  determining  the  amount  of  the  dividend  which  it  is  required  to  declare  and  pay  under  Section  2.5  and,  in  the  event  theCorporation is or becomes “associated”

8  

 for purposes of the Tax Act with any other corporation prior to January 1, 2011, no portion of the said dividend allowance shall beallocated to such associated corporation under Subsection 191.1(3) of the Tax Act.

2.7 The Corporation shall have full flexibility in planning its tax affairs so as to reduce its taxable income for a particular fiscal year asit  sees  fit,  including  the  claiming  of  all  discretionary  deductions,  notwithstanding  that  this  will  have  the  effect  of  reducing  theamount of the dividends to actually be declared and paid to the holders of the Class A Preferred Shares in that fiscal year, by virtueof the operation of Section 2.5.

2.8 Notwithstanding  Section  2.5,  the  Corporation  may,  in  its  sole  discretion,  on  any  Dividend  Payment  Date,  declare  and  paydividends, up to the amount of the then accrued and unpaid dividends, without regard to the limitation imposed under Section 2.5.

2.9 As  of  December  31,  2010,  dividends  in  the  amount  of  $12,478,406  (the  “December  2010  Dividend”)  have  accrued  and  remainunpaid on the Class A Preferred Shares.  Pursuant to Section 2.1, additional dividends at the rate per annum equal to the dividendrate established pursuant to Section 2.1 accrue on the unpaid balance of the December 2010 Dividend until  the December 2010Dividend is paid in full.  However, if the Corporation defaults in making any payment it is required to make pursuant to Sections2.11  or  2.12  and  such  default  is  not  cured  by  the  end  of  the  fourteenth  day  of  the  immediately  following  Calendar  Quarter,additional dividends at a rate equal to 9.8% per annum rather than the dividend rate established pursuant to Section 2.1 shall accrueon the unpaid balance of the December 2010 Dividend until the December 2010 Dividend is paid in full.  In addition, from January1, 2011, additional dividends shall accrue at a rate equal to 9.8% per annum on the amount equal to the December 2010 Dividendless the return of capital payments made pursuant to Section 2.12(i).

2.10 On December 31,  2020 the amount of all  accrued and unpaid dividends on the Class A Preferred Shares and the balance of thePrincipal  Redemption Price (collectively,  the “December 2020 Payment”),  shall  be paid to  the holders  of  the Class  A PreferredShares.  If the Corporation defaults in making the December 2020 Payment and such default is not cured by the end of the day onJanuary  14,  2021,  additional  dividends  at  a  rate  equal  to  9.8% per  annum rather  than  the  dividend  rate  established  pursuant  toSection 2.1 shall accrue on the unpaid balance of the December 2020 Payment until the December 2020 Payment is paid in full.

2.11 On the last  day of  each Calendar  Quarter  starting on March 31,  2011 and ending on December  31,  2020,  the  Corporation shallmake (i) a return of capital payment to the holders of the Class A Preferred Shares in an aggregate amount equal to $187,500, and(ii) a dividend payment to the holders of the Class A Preferred Shares in an aggregate amount equal to $125,000.

2.12 On the last  day of  each Calendar  Quarter  starting on March 31,  2011 and ending on December  31,  2011,  the  Corporation shallmake (i) a return of capital payment to the holders of the Class A Preferred Shares equal to $3,119,601.50 in the aggregate (the“2010 Capital Repayment”), and (ii) a return of capital payment to the holders of the Class A Preferred Shares at the rate of 9.8%per  annum  on  the  2010  Capital  Repayment  for  the  period  from  January  1,  2011  to  the  date  the  2010  Capital  Repayment  isscheduled to be made pursuant to this Section 2.12.

2.13 Notwithstanding Section 2.11 and Section 2.12,  the Corporation may,  in its  sole discretion,  make any return of  capital  paymentreferred to in such sections to the holders of the Class A Preferred Shares before the date such return of capital payment is due.

9  

 3 LIQUIDATION

3.1 In  the  event  of  the  liquidation,  dissolution  or  winding  up  of  the  Corporation,  whether  voluntary  or  involuntary,  or  any  otherdistribution of assets of the Corporation among its shareholders for the purposes of winding up its affairs, the holders of Class APreferred Shares, shall be entitled to receive the Principal Redemption Price of such shares together with an amount equal to allaccrued and unpaid dividends thereon, which amounts shall be calculated as if such dividends were accruing for the period fromthe expiration of the last Calendar Quarter for which the dividends thereon have been paid in full up to the date of such event, thewhole  before  any  amount  shall  be  paid  or  any  property  or  assets  of  the  Corporation  shall  be  distributed  to  the  holders  of  thecommon shares of the Corporation or to the holders of any other shares of the Corporation ranking junior to the Class A PreferredShares in any respect.  If such amounts are not paid in full, the Class A Preferred Shares shall participate rateably with all preferredshares and all other shares, if any, which rank on a parity with the preferred shares with respect to the return of capital or any otherdistribution  of  the  assets  of  the  Corporation,  in  respect  of  any  return  of  capital  in  accordance  with  the  sums  which  would  bepayable  on  such  preferred  shares  and  such  other  shares  on  such  return  of  capital,  if  all  sums  so  payable  were  paid  in  full  inaccordance with their terms.  After payment to the holders of the Class A Preferred Shares of the amounts so payable to them theyshall not be entitled to share in any other distribution of the property or assets of the Corporation.

4 REDEMPTION

4.1 The Class A Preferred Shares are not redeemable by the Corporation on or prior to July 31, 2004.

4.2 On or after July 31, 2004, and subject to the Business Corporations Act, (Alberta), the Corporation may redeem the whole or anypart  of  the  Class  A  Preferred  Shares  if  on  the  day  that  the  requisite  notice  of  redemption  is  first  given,  the  volume  weightedaverage  price  in  U.S.  Dollars  at  which  the  Common  Shares  have  traded  on  NASDAQ during  the  20  consecutive  trading  daysending  on  a  date  not  earlier  than  the  fifth  preceding  date  on  which  the  notice  of  redemption  is  given  converted  into  Canadiandollars using the Bank of Canada’s noon rate of exchange on such day was not less than a 20% premium to the Current ExchangePrice on payment of the Redemption Price (at such time) per Class A Preferred Share to be redeemed.  In the event the CommonShares are not listed on NASDAQ but are listed on another stock exchange or stock exchanges in Canada or the United States, anyreference to NASDAQ shall be deemed to be references to such other stock exchange, or, if more than one, to such one on whichthe greatest volume of trading of Common Shares occurred during such 20 consecutive trading days.  In the event Common Sharesare  not  so  traded on  any  stock  exchange  in  Canada  or  the  United  States,  the  price  thereof  shall  be  determined by  the  Board  ofDirectors, which determination shall be conclusive.

4.3 On  or  after  July  31,  2010,  the  Class  A  Preferred  Shares  are  redeemable  by  the  Corporation  at  any  time  on  payment  of  theRedemption Price per Class A Preferred Share to be redeemed together.

4.4 In case a part only of the then outstanding Class A Preferred Shares is at any time to be redeemed, the shares so to be redeemedshall  be  selected  by  lot  in  such  manner  as  the  Board  of  Directors  in  its  discretion  shall  decide  or,  if  the  Board  of  Directors  sodetermines, may be redeemed pro rata, disregarding fractions, and the Board of Directors may make such adjustments as may benecessary to avoid the redemption of fractional parts of shares.

4.5 On any redemption of Class A Preferred Shares, the Corporation shall give in the manner provided in Section 11 at least 30 daysprior notice to each person who, at the date of giving such notice, is the holder of Class A Preferred Shares to be redeemed, of theintention of the Corporation to

10  

 redeem such shares.   Such notice shall set out the Redemption Price and the date on which the redemption is to take place and,unless all the Class A Preferred Shares held by the holder to whom it is addressed are to be redeemed, shall also set out the numberof such shares so held which are to be redeemed.  On and after the date so specified for redemption the Corporation shall pay, orcause  to  be  paid  to  the  holders  of  such  Class  A  Preferred  Shares  to  be  redeemed,  the  Redemption  Price  on  presentation  andsurrender  at  the  head office  of  the  Corporation  or  at  any other  place  or  places  within  Canada designated  by such notice,  of  thecertificate  or  certificates  for  such  Class  A  Preferred  Shares  so  called  for  redemption.    Such  payment  shall  be  made  by  chequepayable at par at any branch in Canada of the Corporation’s bankers.  If a part only of the Class A Preferred Shares represented byany certificate shall be redeemed, a new certificate for the balance shall be issued at the expense of the Corporation.   From andafter  the  date  specified  in  any  such  notice,  the  Class  A  Preferred  Shares  called  for  redemption  shall  cease  to  be  entitled  todividends  and  the  holders  thereof  shall  not  be  entitled  to  exercise  any  of  the  rights  of  shareholders  in  respect  thereof  unlesspayment  of  the  Redemption Price  shall  not  be  duly  made by the  Corporation.    On or  after  the  date  specified  for  redemption ofClass A Preferred Shares by the Corporation, the Corporation shall  have the right to deposit  the Redemption Price of any or allClass A Preferred Shares called for redemption with any chartered bank or banks or with any trust company or trust companies inCanada named for such purpose in the notice of redemption to the credit of a special account or accounts in trust for the respectiveholders of such shares, to be paid to them respectively upon surrender to such bank or banks or trust company or trust companiesof the certificate or certificates representing the same.  Upon such deposit or deposits being made, such shares shall be deemed tobe redeemed and the rights of the holders of such shares shall be limited to receiving the proportion of the amounts so depositedapplicable  to  their  respective  shares  without  interest.    Any  interest  allowed  on  such  deposit  or  deposits  shall  belong  to  theCorporation.

4.6 Class A Preferred Shares which are redeemed or deemed to be redeemed in accordance with this Section 4 shall be and be deemedto be cancelled and shall not be reissued.

5 EXCHANGE PRIVILEGE

5.1 A holder of Class A Preferred Shares has the right, at the holder’s option, to exchange, subject to the terms and provisions hereof,such Class A Preferred Shares into fully paid and non-assessable Common Shares at the then Current Exchange Basis; except that,in  the  case  of  Class  A  Preferred  Shares  which  shall  have  been  called  for  redemption  pursuant  to  Section  4,  such  right  shallterminate  with  respect  thereto  at  the  close  of  business  on the  third  business  day prior  to  the  date  fixed for  such redemption.    Ifpayment of the Redemption Price of Class A Preferred Shares which have been called for redemption is not paid on due surrenderof the certificate for such Class A Preferred Shares the right of exchange shall revive and continue from the time of the failure topay as if such Class A Preferred Shares had not been called for redemption.

5.2 In the event the Class A Preferred Shares are to be exchanged by a holder at the Final Exchange Price the Corporation may satisfyits exchange obligations pursuant to this Section 5 by the payment of cash to the holder in the amount calculated by determiningthe  number  of  Common  Shares  that  would  be  deliverable  in  accordance  with  the  Current  Exchange  Basis  and  multiplying  thisnumber  by  the  Current  Market  Price.    Such  payment  shall  be  made  by  cheque  payable  at  par  at  any  branch  in  Canada  of  theCorporation’s bankers.

5.3 The exchange of Class A Preferred Shares may be effected by the surrender of the certificate or certificates representing the sameat  any  time  during  usual  business  hours  at  the  option  of  the  holder  at  the  head  office  of  the  Corporation  accompanied  by:    (1)payment or evidence of payment of the tax (if any) payable as provided in Section 5.10; and (2) a written instrument of surrender

11  

 in form satisfactory to the Corporation duly executed by the registered holder, or the holder’s attorney duly authorized in writing,in which instrument such holder may also elect to exchange part only of:

  (a) the  Class  A  Preferred  Shares  represented  by  such  certificate  or  certificates  not  theretofore  called  for  redemption,  inwhich event such holder shall be entitled to receive, at the expense of the Corporation, a new certificate representing theClass A Preferred Shares represented by such certificate or certificates which have not yet been exchanged;

  (b) the Class A Preferred Shares represented by such certificate or certificates, theretofore called for redemption, in whichevent  on  the  date  specified  for  the  redemption  of  such  Class  A  Preferred  Shares  such  holder,  shall  be  entitled  topayment of the Redemption Price of the Class A Preferred Shares represented by such certificate or certificates whichhave been called for redemption and which have not been exchanged, and to receive, at the expense of the Corporation,a  certificate  representing  Class  A  Preferred  Shares  represented  by  such  certificate  or  certificates  which  have  beenneither exchanged nor redeemed.   As promptly as practicable after the surrender of any Class A Preferred Shares forexchange, the Corporation shall  deliver to or upon the written order of the holder of the Class A Preferred Shares sosurrendered, a certificate or certificates issued in the name of, or in such name or names as may be directed by, suchholder representing the number of Common Shares to which such holder is entitled together with a payment by chequein  respect  of  any  fraction  of  a  Common  Share  that  would  be  issuable  on  such  exchange  as  provided  in  Section5.9.    Such exchange shall  be deemed to  have been made at  the close of  business  on the date  such Class  A PreferredShares shall have been surrendered for exchange, so that the rights of the holder of such Class A Preferred Shares as theholder  thereof  shall  cease  at  such  time  and  the  person  or  persons  entitled  to  receive  Common  Shares  upon  suchexchange shall be treated for all purposes as having become the holder or holders of record of such Common Shares atsuch time and such exchange shall be on the Current Exchange Basis as at such time; provided that no such surrenderon  any  date  when  FuelCell’s  registers  of  transfers  of  Common  Shares  shall  be  properly  closed  shall  be  effective  toconstitute  the  person  or  persons  entitled  to  receive  Common Shares  upon  such  exchange  as  the  holder  or  holders  ofrecord of such Common Shares on such date, but such surrender shall be effective to constitute the person or personsentitled  to  receive  such  Common  Shares  as  the  holder  or  holders  of  record  thereof  for  all  purposes  at,  and  suchexchange shall be on the Current Exchange Basis as at, the close of business on the next succeeding day on which suchregisters  of  transfers  are  open.    In  no  event  shall  the  Corporation’s  or  FuelCell’s  registers  of  transfers  of  CommonShares be closed at any time during normal business hours during the 30 days immediately preceding any exchange orredemption date.  The date of surrender of any Class A Preferred Shares for exchange shall be deemed to be the datewhen the certificate representing such Class A Preferred Shares is received by the Corporation.

5.4 The registered holder of any Preferred Share, Class A on the record date for any dividend declared payable on such share shall beentitled to such dividend notwithstanding that such share is exchanged after such record date and before the payment date of suchdividend.    The  registered  holder  of  any  Common  Share  resulting  from any  exchange  shall  be  entitled  to  rank  equally  with  theregistered holders of all other Common Shares in respect of all dividends declared payable to holders of Common Shares of recordon any date on or after the date of exchange.  Subject as aforesaid and subject to the provisions hereof, upon the exchange of anyClass A Preferred Shares the Corporation shall make no payment or adjustment on account of any dividends on the Class A

12  

 Preferred Shares so exchanged or on account of the dividends on the Common Shares deliverable upon such exchange.

5.5 The Current Exchange Price shall be subject to adjustment from time to time as follows:

  (a) In case FuelCell shall:

  (i) subdivide its outstanding Common Shares into a greater number of shares;

  (ii) combine or consolidate its outstanding Common Shares into a smaller number of shares; or

  (iii) issue Common Shares (or securities convertible into Common Shares) to the holders of any of its outstandingCommon Shares by way of a stock dividend (other than an issue to shareholders pursuant to their exercise ofoptions to receive dividends in the form of Common Shares or securities convertible into Common Shares),in lieu of cash dividends declared payable by the Corporation on such shares);

the Current Exchange Price in effect on the effective date of such subdivision or combination or consolidation or on the record dateof such issuance of Common Shares (or securities convertible into Common Shares) by way of a stock dividend, as the case maybe, shall, in the case of events referred to in Sections 5.5(a)(i) and 5.5(a)(iii) be decreased in proportion to the increase in thenumber of outstanding Common Shares resulting from such subdivision or such dividend (including, in the case where securitiesconvertible into Common Shares are issued, the number of Common Shares that would be outstanding had such securities beenconverted into Common Shares on such record date), or, in the case of Section 5.5(a)(ii) shall be increased in proportion to thedecrease in the number of outstanding Common Shares resulting from the combination or consolidation.  Such adjustment will bemade successively whenever any event referred to in this Section 5.5(a) shall occur.  Any such issue of Common Shares (orsecurities convertible into Common Shares) by way of stock dividend shall be deemed to have been made on the record date of thestock dividend for the purpose of calculating the number of outstanding Common Shares under this Section 5.5(a). 

  (b) In  case  FuelCell  shall  fix  a  record  date  for  the  issuance  of  rights,  options  or  warrants  to  all  or  substantially  all  theholders of its outstanding Common Shares entitling them for a period expiring not more than 45 days after such recorddate, to subscribe for or purchase Common Shares (or securities convertible into Common Shares) at a price per share(or  having a  conversion price  per  share)  less  than 95% of  the  Current  Market  Price  on such record date,  the  CurrentExchange  Price  shall  be  adjusted  immediately  after  such  record  date  so  that  it  shall  equal  a  price  determined  bymultiplying the Current Exchange Price in effect on such record date by a fraction, of which the numerator shall be thetotal number of Common Shares outstanding on such record date plus a number of Common Shares equal to the numberarrived at by dividing the aggregate price of the total number of additional Common Shares offered for subscription orpurchase (or the aggregate conversion price of the convertible securities so offered) by the Current Market Price of aCommon Share, and of which the denominator shall be the total number of Common Shares outstanding on such recorddate  plus  the  total  number  of  additional  Common  Shares  offered  for  subscription  or  purchase  (or  into  which  theconvertible Securities so offered are convertible).  Any Common Shares owned by or held for the account of FuelCellshall be deemed not to be outstanding for the purpose of any such computation.  

13  

   Such adjustment shall be made successively whenever such a record date is fixed.  If all such rights, options or warrants

are not so issued or if all such rights, options or warrants are not exercised prior to the expiration thereof, the CurrentExchange Price shall be readjusted to the Current Exchange Price which would then be in effect if such record date hadnot been fixed, and the Current Exchange Price shall be further adjusted based upon the number of Common Shares (orsecurities convertible into Common Shares) actually delivered upon the exercise of such rights, options or warrants, asthe case may be.

  (c) In  case  FuelCell  shall  fix  a  record  date  for  the  making  of  a  distribution  (including  a  distribution  by  way  of  a  stockdividend) to all or substantially all the holders of its outstanding Common Shares of:

  (i) shares of any class other than Common Shares (excluding shares convertible into Common Shares referred toin Section 5.5.(a)); or

  (ii) rights, options or warrants (excluding those referred to in Section 5.5(b)); or

  (iii) evidence of its indebtedness (excluding indebtedness convertible into Common Shares referred to in Section5.5(a)); or

  (iv) assets (excluding Common Shares issued by way of a stock dividend and cash dividends paid in the ordinarycourse);

then in such case the Current Exchange Price shall  be adjusted immediately after such record date so that it  shall  equal the ratedetermined by multiplying the Current Exchange Price in effect on such record date by a fraction, of which the numerator shall bethe total number of Common Shares outstanding on such record date multiplied by the Current Market Price per Common Share onsuch record date, less the fair market value (as determined by the Board of Directors, whose determination shall be conclusive) ofsuch shares or rights, options or warrants or evidences of indebtedness or assets so distributed, and of which the denominator shallbe the total number of Common Shares outstanding on such record date multiplied by such Market Price per Common Share; anyCommon Shares owned by or held for the account of FuelCell shall be deemed not to be outstanding for the purpose of any suchcomputation; such adjustment shall be made successively whenever such a record date is fixed, to the extent that such distributionis not so made, the Current Exchange Price shall be readjusted to the Current Exchange Price which would then be in effect basedupon such shares or rights, options or warrants or evidences of indebtedness or assets actually distributed.

 5.6 No adjustments of the Current Exchange Price shall be made pursuant to subsection 5.5(b) or 5.5(c) if the holders of the Class A

Preferred Shares were permitted to participate in the issue of such rights, options or warrants or such distribution, as the case maybe, as though and to the same effect as if they had exchanged their Class A Preferred Shares into Common Shares prior to the issueof such rights, options or warrants or such distribution as the case may be.

5.7 No adjustment of the Current Exchange Price shall be made (i) in respect of the issue of Common Shares pursuant to the exchangeof Common Shares, or (ii) in any case in which the resulting increase or decrease in the Current Exchange Price would be less than1% of the then Current Exchange Price, but in such case any adjustment that would otherwise have been required then to be madeshall be carried forward and made at the time of and together with, the next subsequent adjustment to the Current Exchange Pricewhich, together with any and all such adjustments so

14  

 carried forward, shall result in an increase or decrease in the Current Exchange Price by not less than 1%.

5.8 The Corporation shall  give notice  of  any adjustment  of  the Current  Exchange Price  and the  resulting adjustment  of  the  CurrentExchange Basis to the holders of Class A Preferred Shares in the manner provided in Section 11.  The Corporation may retain afirm of independent chartered accountants (who may be the auditors of the Corporation) to make any computation required underSection 5.5, and any computation so made shall be final and binding on the Corporation and the holders of the Class A PreferredShares.  Such firm of independent chartered accountants may as to questions of law, request and rely upon an opinion of counsel(who may be counsel for the Corporation).

5.9 Upon the surrender of any Class A Preferred Shares for exchange, the number of full Common Shares issuable upon the exchangeshall  be computed on the basis of the aggregate number of such Class A Preferred Shares to be exchanged in any case where afraction of a Common Share is involved the Corporation shall pay for such fractional interest by payment by cheque of an amountequal to the then value of such fractional interest computed on the basis of the Current Market Price for the Common Shares in lieuof the issuance of a fractional share.

5.10 The issuance of certificates for Common Shares upon the exchange of Class A Preferred Shares shall be made without charge tothe holders of the Class A Preferred Shares so exchanged for any fee or tax imposed on the Corporation in respect of the issuanceof such certificates for the Common Shares represented thereby; provided that the Corporation shall not be required to pay any taxwhich may be imposed upon the person or persons to whom such Common Shares are issued in respect of the delivery of suchCommon Shares or the certificate therefor or which may be payable in respect of any transfer involved in the issuance and deliveryof  any  such  certificate  in  a  name  or  names  other  than  that  of  the  holder  of  the  Class  A  Preferred  Shares  exchanged,  and  theCorporation shall not be required to issue or deliver such certificate unless the person or persons requesting the issuance thereofshall have paid to the Corporation the amount of such tax or shall have established to the satisfaction of the Corporation that suchtax has been paid.

5.11 In case of any reclassification or change (other than a change resulting only from consolidation or subdivision) of the CommonShares,  or  in  the  case  of  any  consolidation,  amalgamation,  or  merger  of  FuelCell  or  the  Corporation  with  or  into  any  othercorporation,  or  in  the  case  of  any  sale  of  their  respective  properties  and  assets  as,  or  substantially  as,  an  entirety  to  any  othercorporation, each Class A Preferred Shares shall, after such reclassification, change, consolidation, amalgamation, merger or sale,be exchangeable into the number of shares or other securities or property of FuelCell, or such continuing, successor or purchasingcorporation, as the case may be, to which a holder of the number of Common Shares as would have been issued if such Class APreferred Shares had been exchanged immediately prior to such reclassification, change, consolidation, amalgamation, merger orsale  would  have  been  entitled  upon  such  reclassification,  change,  consolidation,  amalgamation,  merger  or  sale.    The  Board  ofDirectors may accept the certificate of any firm of independent chartered accountants (who may be the auditors of the Corporation)as to the foregoing calculation, and the Board of Directors may determine such entitlement on the basis of such certificate.  Anysuch determination shall be conclusive and binding on the Corporation and the holders of the Class A Preferred Shares.  No suchreclassification, change, consolidation, amalgamation, merger or sale shall be carried into effect unless, in the opinion of the Boardof Directors, all necessary steps shall have been taken to ensure that the holders of the Class A Preferred Shares shall thereafter beentitled to receive such number of shares or other securities or property of the Corporation, FuelCell, or such continuing, successoror purchasing

15  

 corporation, as the case my be, subject to adjustment thereafter in accordance with provisions similar, as nearly as may be, to thosecontained in this Section 5.

5.12 If in the opinion of the Board of Directors the provisions of this Section 5 are not strictly applicable or if strictly applicable wouldnot  fairly protect  the rights  of  the holders of  the Class  A Preferred Shares or  the Corporation in accordance with the intent  andpurposes hereof, the Board of Directors shall make any adjustment in such provisions as the Board of Directors deems appropriate.

5.13 If  the  Corporation  intends  to  take  any  action  which  would  require  an  adjustment  of  the  Current  Exchange  Price  pursuant  toSections  5.5(a),  5.5(b),  or  5.5(c)  hereof  (other  than  the  subdivision  or  consolidation  of  the  outstanding  Common  Shares),  theCorporation shall, at least 14 days prior to the earlier of any record date fixed for any action or the effective date for such actionnotify the holders of Class A Preferred Shares by written notice setting forth the particulars of such action to the extent that suchparticulars have been determined at the time of giving the notice.

6 PRE-EMPTIVE RIGHTS

6.1 Holders  of  Class  A Preferred  Shares  shall  not  be  entitled  as  of  right  to  subscribe  for  or  purchase  or  receive  any  shares,  bonds,debentures, or other securities of the Corporation now or hereafter authorized, other than shares receivable upon the exercise of theright of exchange as provided herein.

7 RESTRICTIONS

7.1 So long as any Class A Preferred Shares are outstanding, the Corporation shall not, without the approval of the holders of the ClassA Preferred Shares given in the same manner as provided under Section 11:

  (a) issue any shares ranking in priority to or pari passu with the Class A Preferred Shares as to the payment of dividends orthe distribution of assets in the event of liquidation, dissolution or winding up of the Corporation, whether voluntary orinvoluntary, or other distribution of the assets of the Corporation among its shareholders for the purpose of winding upits affairs;

  (b) pay any dividends on any shares of the Corporation which by their terms rank junior to the Class A Preferred Shares;

  (c) redeem or purchase or make any capital distribution in respect of any shares of the Corporation ranking junior to theClass  A  Preferred  Shares  (except  out  of  net  cash  proceeds  of  a  substantially  concurrent  issue  of  shares  of  theCorporation which by their terms rank junior to the Class A Preferred Shares);

  (d) redeem or purchase any other shares of the Corporation ranking pari passu with the Class A Preferred Shares; or

  (e) set aside any money or make any payments for any sinking fund or other retirement fund applicable to any shares of theCorporation ranking junior to the Class A Preferred Shares;

unless all dividends up to, and including, the Dividend Payment Date for the last completed Calendar Quarter for which dividendsshall be payable shall have been declared and paid or set

16  

 apart for payment in respect of the Class A Preferred Shares and all other shares ranking on a parity with or in priority to the ClassA Preferred Shares.

 7.2 Nothing in Section 7.1 shall apply to, hinder or prevent, and authorization is hereby given for, any of the actions referred to in such

Section if consented to, or approved, by the holders of the Class A Preferred Shares in the manner hereinafter specified or if all theoutstanding Class A Preferred Shares have been duly called for redemption and adequate provision has been made assuring thatthey will be redeemed or deemed to be redeemed on or before the date specified for redemption.

8 VOTING RIGHTS

8.1 Subject  to  the  provisions  of  the  Business  Corporations  Act  (Alberta),  the  holders  of  the  Class  A  Preferred  Shares  shall  not  beentitled as such to any voting rights or to receive notice of or to attend any meeting of the shareholders of the Corporation or tovote  at  any  such  meeting  (but  shall  be  entitled  to  receive  notice  of  meetings  of  shareholders  of  the  Corporation  called  for  thepurpose of authorizing the dissolution of the Corporation or the sale of its undertakings or a substantial part thereof).

9 AMENDMENTS

9.1 The  rights,  privileges,  restrictions  and  conditions  attached  to  the  Class  A  Preferred  Shares  may  not  be  amended,  modified,suspended, altered or repealed unless consented to, or approved by, the holders of the Class A Preferred Shares in the manner setout in Section 11 and in accordance with any requirements of the of the Business Corporations Act (Alberta), or any Act enacted insubstitution therefor or in addition thereto applicable to the Corporation, and any amendments thereto from time to time.

10 APPROVAL BY HOLDERS OF CLASS A PREFERRED SHARES

10.1 Any consent or approval required or permitted to be given by the holders of Preferred Shares, Class A shall be deemed to havebeen sufficiently given if it shall have been given in writing by the holders of all of the outstanding Class A Preferred Shares.

11 NOTICES

11.1 Any notice required to be given under the provisions attaching to the Class A Preferred Shares to the holders thereof shall be givenby posting same in postage paid envelope addressed to each holder at the last address of such holder as it appears on the books ofthe Corporation or, in the event of the address of any such holder not so appearing, then to the address of such holder last known tothe Corporation; provided that accidental failure or omission to give any notice as aforesaid to one or more of such holders shallnot invalidate any action or proceeding founded thereon.

12 TAX ELECTION

The Corporation shall elect, in the manner and within the time provided under Section 191.2 of the Tax Act, to pay tax at a rate,and to take all other necessary action under the Tax Act, such that no holder of Class A Preferred Shares will be required to pay taxon dividends received or deemed to be received on Class A Preferred Shares under Section 107.2 of Part IV.1 of the Tax Act.

 

17  

EXHIBIT 4.14SCHEDULE “A”

attached to and forming part of the Articles of Amendment

of

FCE FuelCell Energy Ltd. (the “Corporation”)

1,000,000 CLASS A CUMULATIVE PREFERRED SHARES (the “Class A Preferred Shares”), which shall have attached theretothe following rights, privileges, restrictions and conditions:

1 DEFINITIONS:

For the purposes of these share conditions the following definitions shall apply:

1.1 “accrued and unpaid dividends” means an amount computed at the rate of dividend from time to time attaching to the ClassA Preferred Shares as though dividends on such shares had been declared every Calendar Quarter and were accruing on aday  to  day  basis  from the  date  of  issue  to  the  date  to  which  the  computation  of  accrued  dividends  is  to  be  made,  afterdeducting all dividend payments made on such shares, as adjusted by Section 2.5;

1.2 “Board of Directors” means the board of directors of the Corporation;

1.3 “Calendar Quarter” means each of the three month periods ended March 31, June 30, September 30 and December 31 ineach year;

1.4 “Common Shares” means only common shares of FuelCell as constituted on May 27, 2004 or as subsequently consolidatedor  subdivided  and  any  other  shares  resulting  from  reclassification  or  change  of  such  common  shares  or  consolidation,amalgamation, arrangement or merger of FuelCell with or into any other entity, or any sale of its properties and assets as,or substantially as, an entirety to any other person or entity;

1.5 Intentionally Omitted;

1.6 Intentionally Omitted;

1.7 Intentionally Omitted;

1.8 “Dividend Commencement Date” means May 27, 2004;

1.9 “Dividend Payment Date” means the 10th day of January, April, July and October in each year with the first such date tobe July 10, 2004;

1.10 “FuelCell” means FuelCell Energy, Inc., a corporation existing under the laws of the State of Delaware and includes anysuccessor corporation;

 1.11 “Market Price” means the volume weighted average price in U.S. dollars at which board lots of the Common Shares have

been traded on NASDAQ during the Calendar  Quarter  and converted into Canadian dollars  using the Bank of Canada’snoon  rate  of  exchange  on  the  last  day  of  the  Calendar  Quarter.    In  the  event  the  Common  Shares  are  not  listed  onNASDAQ but  are  listed  on  another  stock  exchange  or  stock  exchange  in  Canada  or  the  United  States,  any  reference  toNASDAQ shall be deemed to be references to such other stock exchange, or, if more than one, to such one on which thegreatest volume of trading of Common Shares occurred during such Calendar Quarter.  In the event Common Shares arenot so traded on any stock exchange in Canada or the United States, the Market Price thereof shall be determined by theBoard of Directors, which determination shall be conclusive;

1.12 “NASDAQ” means NASDAQ Stock Market Inc.;

1.13 “Principal Redemption Price” means, at any time and for each Class A Preferred Share, $25.00 less all amounts paid on orbefore such time by the Corporation to a holder of a Class A Preferred Share as a return of capital;

1.14 Intentionally Omitted; and

1.15 “Tax  Act”  means  the  Income  Tax  Act  (Canada),  and  the  regulations  thereunder  as  such  act  and  regulations  may  beamended, superseded or replaced from time to time.

2 DIVIDENDS AND RETURN OF CAPITAL

2.1 Subject to Section 2.9, the holders of Class A Preferred Shares shall be entitled to receive, and the Corporation shall pay,preferential  cumulative  dividends,  as  and when declared  by the  Board  of  Directors,  out  of  the  assets  of  the  Corporationproperly  applicable  to  the  payment  of  dividends,  at  a  rate  per  annum on the  Principal  Redemption  Price  of  the  Class  APreferred Shares plus, after January 1, 2011, on accrued and unpaid dividends as of the first day of the relevant CalendarQuarter determined for such Calendar Quarter as follows:

Market Price, in Canadian currency, inthe Calendar Quarter

Annual Dividend Rate Applicable to thatCalendar Quarter

Less than or equal to $128.89 5%

$128.90 to $146.81 4%

$146.82 to $164.73 3%

$164.74 to $182.65 2%

greater than $182.65 1%

Such dividends shall accrue and be cumulative from the Dividend Commencement Date.  Such dividends shall be payableon the Dividend Payment Dates to shareholders of record

2

 on the immediately preceding Calendar Quarter end date.   The rate of any dividend declared and paid for a portion of aCalendar Quarter shall be prorated accordingly.

Notwithstanding the foregoing and in lieu of the annual dividend rates set forth above, commencing on January 1, 2020,for each Class A Preferred Share held by a holder of Class A Preferred Shares, such holder shall be entitled to receive, andthe Corporation shall pay, preferential  cumulative dividends, as and when declared by the Board of Directors, out of theassets  of  the  Corporation  properly  applicable  to  the  payment  of  dividends,  at  an  annual  rate  of  15% on  the  sum of  thePrincipal Redemption Price plus any accrued and unpaid dividends. Further, notwithstanding anything to the contrary setforth  in  this  Section  2.1,  commencing  on  January  1,  2020,  the  Corporation  shall  only  be  required  to  make  dividendpayments as and when required by Section 2.11, if so declared by the Board of Directors, out of assets of the Corporationproperly  applicable  to  the  payment  of  dividends.    Any  accrued  and  unpaid  dividends  in  excess  of  the  amount  of  thedividend payments made pursuant to Section 2.11 will remain outstanding and will be payable as set forth in Section 2.10(or Section 2.8 at the Corporation’s discretion).

2.2 If on any Dividend Payment Date the dividend payable on such date is not declared and paid in full on all of the Class APreferred Shares then issued and outstanding, such dividend or the unpaid part thereof shall be paid on a subsequent dateor dates determined by the Board of Directors on which the Corporation shall have sufficient monies properly applicable tothe  payment  of  the  same.    When  any  such  dividend  is  not  paid  in  full,  the  Class  A  Preferred  Shares  shall  participaterateably with all other preferred shares, if any, which rank on a parity with the Class A Preferred Shares with respect to thepayment of  dividends,  in respect  of  such dividends including accumulations,  if  any,  in accordance with the sums whichwould be payable on the Class A Preferred Shares and such other shares if all such dividends were declared and paid in fullin accordance with their terms.  The holders of Class A Preferred Shares shall not be entitled to any dividends other than orin excess of the dividends hereinbefore provided for.

2.3 Intentionally Omitted.

2.4 Dividends  (less  any  tax  required  to  be  withheld  by  the  Corporation)  on  the  Class  A  Preferred  Shares  shall  be  paid  byelectronic funds transfer or by cheque payable in lawful money of Canada, at any branch in Canada of the Corporation’sbankers.  The mailing of such cheque from the Corporation’s head office on or before the date on which such dividend isto be paid to a holder of Class A Preferred Shares shall be deemed to be payment of the dividends represented thereby andpayable on such date unless the cheque is not paid upon presentation.

2.5 Notwithstanding  the  provisions  of  Section  2.1  but  subject  to  Section  2.8,  at  all  times  prior  to  January  1,  2011  theCorporation shall declare and pay a dividend on the Class A Preferred Shares in respect of a Calendar Quarter ending in aparticular fiscal year of the Corporation only to the extent that the Corporation would not be liable to pay tax under PartVI.I  of  the Tax Act  in respect  of  such dividend other  than tax that  would be fully recovered by means of  the deductionunder  paragraph  110(1)(k)  of  the  Tax  Act  for  that  fiscal  year.    On  each  Dividend  Payment  Date,  the  Corporation  shallestimate the amount of

3

 its  taxable  income for  the fiscal  year  which includes  such Dividend Payment  Date and shall  compute the amount  of  thedividend which it is obliged to declare and pay accordingly.  Once the actual amount of taxable income for such fiscal yearis  established  by  means  of  the  filing  of  the  relevant  tax  return,  or  if  a  previous  estimate  thereof  has  been  revised  by  asubsequent  estimate  thereof  made  by  the  Corporation,  such  adjustment  as  is  appropriate  to  achieve  the  result  expressedherein shall be made to the amount of the dividend required to be declared and paid on the next Dividend Payment Date,whether  that  date  falls  within  the  same or  a  subsequent  fiscal  year.    The  Corporation  shall  deliver  to  the  holders  of  theClass  A  Preferred  Shares,  on  such  Dividend  Payment  Date,  a  calculation  in  writing  showing  the  amount  of  theCorporation’s  taxable  income  for  its  fiscal  year  that  includes  that  Dividend  Payment  Date  as  so  estimated  or  as  finallydetermined by the Corporation, as well as the dividend that such holders are entitled to receive on that Dividend PaymentDate having regard to such estimated or actual taxable income, as the case may be.

If the Corporation does not declare and pay dividends on the Class A Preferred Shares as a consequence of the provisionsof this Section 2.5, dividends shall continue to accrue at the rate or rates provided in these share conditions and the amountof all such dividends accrued prior to January 1, 2011 which remain unpaid, shall be adjusted upward by a multiplicativefactor equal to 1.0245 raised to an exponent equal to the number of Calendar Quarters, including decimal fractions thereofbased on 91 days per Calendar Quarter, between the 10th day following the Calendar Quarter in which the unpaid dividendoriginally accrued and January 1, 2011, assuming for these calculations that the Class A Preferred Shares were issued onJuly 31, 2000 and that the Corporation paid $125,000 in dividends per Calendar Quarter from the notional issue date untilthe  Calendar  Quarter  ended December  31,  2003.    By way of  illustration,  for  greater  certainty,  if  the  Board  of  Directorsdetermines  to  declare  and  pay  on  November  25,  2005,  a  dividend  which  originally  accrued  in  respect  of  the  CalendarQuarter ending September 30, 2000, then the dividend which originally accrued would be multiplied by 1.643 (i.e. 1.0245to the exponent 20.51) to determine the adjusted amount of the dividend to be declared.  Any dividends declared and paidon the Class A Preferred Shares, shall always be in respect of the earliest Calendar Quarter for which the original accrueddividend, or any part thereof, remains unpaid.  The Corporation shall maintain in its books of account at the end of eachCalendar  Quarter  a  record  of  the  adjusted  amount  of  each  accrued  and  unpaid  dividend,  calculated  on  the  basis  of  theamount  that  would  be  payable  as  of  the  10th  business  day  following  the  Calendar  Quarter,  and  the  aggregate  adjustedamount of all such accrued and unpaid dividends.

2.6 The Corporation shall take into account the amount of any dividend allowance available to it under subsection 191.1(2) ofthe Tax Act in determining the amount of the dividend which it is required to declare and pay under Section 2.5 and, in theevent the Corporation is or becomes “associated” for purposes of the Tax Act with any other corporation prior to January1,  2011,  no  portion  of  the  said  dividend  allowance  shall  be  allocated  to  such  associated  corporation  under  Subsection191.1(3) of the Tax Act.

2.7 The Corporation shall have full flexibility in planning its tax affairs so as to reduce its taxable income for a particular fiscalyear as it sees fit, including the claiming of all discretionary deductions, notwithstanding that this will have the effect ofreducing the

4

 amount of the dividends to actually be declared and paid to the holders of the Class A Preferred Shares in that fiscal year,by virtue of the operation of Section 2.5.

2.8 Notwithstanding Section 2.5, the Corporation may, in its sole discretion, on any Dividend Payment Date, declare and paydividends,  up  to  the  amount  of  the  then  accrued  and  unpaid  dividends,  without  regard  to  the  limitation  imposed  underSection 2.5.

2.9 Intentionally Omitted.

2.10 On December 31, 2021, the amount of all accrued and unpaid dividends on the Class A Preferred Shares plus the PrincipalRedemption  Price  for  each  Class  A  Preferred  Share  (collectively,  the  “December  2021  Payment”)  shall  be  paid  to  theholder  of  the  Class  A  Preferred  Shares  by  the  Corporation  in  accordance  with  Section  2.4.  Upon  the  payment  of  theDecember  2021  Payment  (whether  made  on  or  before  December  31,  2021),  the  Corporation  will  have  no  furtherobligations to the holders of the Class A Preferred Shares.

2.11 On  the  last  day  of  each  Calendar  Quarter  starting  on  March  31,  2011  and  ending  on  the  date  that  the  December  2021Payment is made, the Corporation shall make (i) to the extent the Principal Redemption Price for each Class A PreferredShare has not been paid in full, a return of capital payment to the holders of the Class A Preferred Shares in an aggregateamount equal to $187,500, and (ii) to the extent there are accrued and unpaid dividends on the Class A Preferred Shares, adividend payment to the holders of the Class A Preferred Shares in an aggregate amount equal to $125,000.

2.12 Intentionally Omitted.

2.13 Notwithstanding Section 2.11, the Corporation may, in its sole discretion, make any return of capital payment referred to insuch sections to the holders of the Class A Preferred Shares before the date such return of capital payment is due.

3 LIQUIDATION

3.1 In the event of the liquidation, dissolution or winding up of the Corporation, whether voluntary or involuntary, or any otherdistribution of assets of the Corporation among its shareholders for the purposes of winding up its affairs, the holders ofClass  A  Preferred  Shares,  shall  be  entitled  to  receive  the  Principal  Redemption  Price  of  such  shares  together  with  anamount  equal  to all  accrued and unpaid dividends thereon,  which amounts  shall  be calculated as if  such dividends wereaccruing for the period from the expiration of the last Calendar Quarter for which the dividends thereon have been paid infull up to the date of such event, the whole before any amount shall be paid or any property or assets of the Corporationshall  be  distributed  to  the  holders  of  the  common shares  of  the  Corporation  or  to  the  holders  of  any other  shares  of  theCorporation ranking junior to the Class A Preferred Shares in any respect.  If such amounts are not paid in full, the Class APreferred Shares shall participate rateably with all preferred shares and all other shares, if any, which rank on a parity withthe preferred shares with respect to the return of capital or any other distribution of the assets of the Corporation, in respectof  any  return  of  capital  in  accordance  with  the  sums  which  would  be  payable  on  such  preferred  shares  and  such  othershares on such return of capital, if all sums so payable were paid in full in accordance with their

5

 terms.  After payment to the holders of the Class A Preferred Shares of the amounts so payable to them they shall not beentitled to share in any other distribution of the property or assets of the Corporation.

4 INTENTIONALLY OMITTED

5 INTENTIONALLY OMITTED

6 PRE-EMPTIVE RIGHTS

6.1 Holders  of  Class  A Preferred  Shares  shall  not  be  entitled  as  of  right  to  subscribe  for  or  purchase  or  receive  any shares,bonds, debentures, or other securities of the Corporation now or hereafter authorized, other than shares receivable upon theexercise of the right of exchange as provided herein.

7 RESTRICTIONS

7.1 So long as any Class A Preferred Shares are outstanding, the Corporation shall not, without the approval of the holders ofthe Class A Preferred Shares given in the same manner as provided under Section 10:

  (a) issue  any  shares  ranking  in  priority  to  or  pari  passu  with  the  Class  A  Preferred  Shares  as  to  the  payment  ofdividends or the distribution of assets in the event of liquidation, dissolution or winding up of the Corporation,whether voluntary or involuntary,  or other distribution of the assets of the Corporation among its shareholdersfor the purpose of winding up its affairs;

  (b) pay any dividends on any shares of the Corporation which by their  terms rank junior to the Class A PreferredShares;

  (c) redeem or purchase or make any capital distribution in respect of any shares of the Corporation ranking junior tothe Class A Preferred Shares (except out of net cash proceeds of a substantially concurrent issue of shares of theCorporation which by their terms rank junior to the Class A Preferred Shares);

  (d) redeem or purchase any other shares of the Corporation ranking pari passu with the Class A Preferred Shares; or

  (e) set  aside  any  money  or  make  any  payments  for  any  sinking  fund  or  other  retirement  fund  applicable  to  anyshares of the Corporation ranking junior to the Class A Preferred Shares;

unless all dividends up to, and including, the Dividend Payment Date for the last completed Calendar Quarter for whichdividends shall be payable shall have been declared and paid or set apart for payment in respect of the Class A PreferredShares and all other shares ranking on a parity with or in priority to the Class A Preferred Shares.

6

 7.2 Nothing in Section 7.1 shall apply to, hinder or prevent, and authorization is hereby given for, any of the actions referred to

in  such  Section  if  consented  to,  or  approved,  by  the  holders  of  the  Class  A  Preferred  Shares  in  the  manner  hereinafterspecified.

8 VOTING RIGHTS

8.1 Subject to the provisions of the Business Corporations Act (Alberta), the holders of the Class A Preferred Shares shall notbe  entitled  as  such  to  any  voting  rights  or  to  receive  notice  of  or  to  attend  any  meeting  of  the  shareholders  of  theCorporation  or  to  vote  at  any  such  meeting  (but  shall  be  entitled  to  receive  notice  of  meetings  of  shareholders  of  theCorporation  called  for  the  purpose  of  authorizing  the  dissolution  of  the  Corporation  or  the  sale  of  its  undertakings  or  asubstantial part thereof).

9 AMENDMENTS

9.1 The rights, privileges, restrictions and conditions attached to the Class A Preferred Shares may not be amended, modified,suspended,  altered  or  repealed  unless  consented  to,  or  approved  by,  the  holders  of  the  Class  A  Preferred  Shares  in  themanner set out in Section 10 and in accordance with any requirements of the of the Business Corporations Act (Alberta),or  any  Act  enacted  in  substitution  therefor  or  in  addition  thereto  applicable  to  the  Corporation,  and  any  amendmentsthereto from time to time.

10 APPROVAL BY HOLDERS OF CLASS A PREFERRED SHARES

10.1 Any consent or approval required or permitted to be given by the holders of Preferred Shares, Class A shall be deemed tohave been sufficiently given if it shall have been given in writing by the holders of all of the outstanding Class A PreferredShares.

11 NOTICES

11.1 Any notice required to be given under the provisions attaching to the Class A Preferred Shares to the holders thereof shallbe given by posting same in postage paid envelope addressed to each holder at the last address of such holder as it appearson the books of the Corporation or, in the event of the address of any such holder not so appearing, then to the address ofsuch holder last known to the Corporation; provided that accidental failure or omission to give any notice as aforesaid toone or more of such holders shall not invalidate any action or proceeding founded thereon.

12 TAX ELECTION

The Corporation shall elect, in the manner and within the time provided under Section 191.2 of the Tax Act, to pay tax at arate,  and  to  take  all  other  necessary  action  under  the  Tax  Act,  such  that  no  holder  of  Class  A  Preferred  Shares  will  berequired to pay tax on dividends received or deemed to be received on Class A Preferred Shares under Section 107.2 ofPart IV.1 of the Tax Act.

7

Exhibit 4.15 

Description of Securities Registered Under Section 12 of the Securities Exchange Act of 1934, as amended

As of October 31, 2019, FuelCell Energy, Inc. (the “Company,” “we,” “us,” and “our”) had one class of securities registered under Section 12 of theSecurities Exchange Act of 1934, as amended (the “Exchange Act”) – our common stock, par value $0.0001 per share.

Description of Common Stock

The following  description  of  our  common stock  is  a  summary  and  does  not  purport  to  be  complete.  It  is  subject  to  and  qualified  in  its  entirety  byreference to our Certificate of Incorporation,  as amended (our “Certificate of Incorporation”),  and our Amended and Restated By-laws (our “By-laws”),  each ofwhich is filed as an exhibit to our Annual Report on Form 10-K for the fiscal year ended October 31, 2019 and incorporated by reference herein. We encourage youto read our Certificate  of  Incorporation,  our  By-laws and the applicable  provisions of  the General  Corporation Law of the State  of  Delaware (the “DGCL”) foradditional information.

Authorized Capital Stock. Under our Certificate of Incorporation, we are authorized to issue 225,000,000 shares of common stock, par value $0.0001per share, and 250,000 shares of preferred stock, par value $0.01 per share, in one or more series designated by our board of directors, of which 105,875 shares ofour  preferred  stock  have  been  designated  as  5%  Series  B  Cumulative  Convertible  Perpetual  Preferred  Stock  (“Series  B  Preferred  Stock”).  Pursuant  to  ourCertificate  of  Incorporation,  our  undesignated shares  of  preferred  stock include all  of  our  shares  of  preferred  stock that  were  previously  designated as  Series  CConvertible Preferred Stock and Series D Convertible Preferred Stock, as all such shares have been retired and therefore have the status of authorized and unissuedshares of preferred stock undesignated as to series. As of January 14, 2020, there were 210,965,999 shares of our common stock outstanding.

Voting Rights. The holders of our common stock have one vote per share. Holders of our common stock are not entitled to vote cumulatively for theelection  of  directors.  Generally,  all  matters  to  be voted on by stockholders  (including  the  election  of  directors  in  uncontested  elections)  must  be  approved by amajority of the votes properly cast on the matter at a meeting at which a quorum is present, subject to any voting rights granted to holders of any then-outstandingpreferred  stock,  which  rights  are  described  below  under  “Description  of  Series  B  Preferred  Stock.”  A  plurality  voting  standard  applies  in  contested  directorelections (i.e., when the number of nominees for election as directors exceeds the number of directors to be elected at such meeting).

Dividends. Holders of our common stock will share ratably in any dividends declared by our board of directors, subject to the preferential rights of anyof our preferred stock then outstanding, which rights are described below under “Description of Series B Preferred Stock.” Dividends consisting of shares of ourcommon stock may be paid to holders of shares of our common stock. We have never paid a cash dividend on our common stock and do not anticipate paying anycash dividends on our common stock in the foreseeable future.

Liquidation Rights.  In the event of our liquidation, dissolution or winding up, after payment of liabilities and liquidation preferences on any of ourpreferred  stock  then  outstanding  (which  is  described  below  under  “Description  of  Series  B  Preferred  Stock”),  the  holders  of  shares  of  our  common  stock  areentitled to share ratably in all assets available for distribution.

Other Rights. Holders of shares of our common stock (solely in their capacity as holders of shares of our common stock) have no preemptive rights orrights to convert their shares of our common stock into any other securities. There are no redemption or sinking fund provisions applicable to our common stock.

Listing on The Nasdaq Global Market. Our common stock is listed on The Nasdaq Global Market under the symbol “FCEL”.

Description of Series B Preferred Stock

The following description of our Series B Preferred Stock is a summary and does not purport to be complete. It is subject to and qualified in its entiretyby reference to our Certificate of Incorporation (including the Amended

 Certificate of Designation for the Series B Preferred Stock (the “Series B Certificate of Designation”)) and our By-laws, each of which is filed as an exhibit to ourAnnual  Report  on  Form  10-K  for  the  fiscal  year  ended  October  31,  2019  and  incorporated  by  reference  herein.  We  encourage  you  to  read  our Certificate  ofIncorporation, our By-laws and the applicable provisions of the DGCL for additional information.

As of January 14, 2020, there were 64,020 shares of Series B Preferred Stock issued and outstanding.

Ranking. Shares of our Series B Preferred Stock rank with respect to dividend rights and rights upon our liquidation, winding up or dissolution:

  • senior to shares of our common stock;

  • junior to our debt obligations; and

  • effectively junior to our subsidiaries’ (i) existing and future liabilities and (ii) capital stock held by others.

 Dividends. The Series B Preferred Stock pays cumulative annual dividends of $50.00 per share, which are payable quarterly in arrears on February 15,

May 15, August 15 and November 15. Dividends accumulate and are cumulative from the date of original  issuance. Unpaid accumulated dividends do not bearinterest.

The dividend rate is subject to upward adjustment as set forth in the Series B Certificate of Designation if we fail to pay, or to set apart funds to pay,any quarterly dividend on the Series B Preferred Stock. The dividend rate is also subject to upward adjustment as set forth in the Registration Rights Agreemententered into with the initial purchasers of the Series B Preferred Stock (the “Registration Rights Agreement”) if we fail to satisfy our registration obligations withrespect to the Series B Preferred Stock (or the underlying common shares) under the Registration Rights Agreement.

No dividends or other distributions may be paid or set apart for payment on our common stock (other than a dividend payable solely in shares of a likeor junior ranking), nor may any stock junior to or on parity with the Series B Preferred Stock be redeemed, purchased or otherwise acquired for any consideration(or any money paid to or made available for a sinking fund for such stock) by us or on our behalf  (except by conversion into or exchange for shares of a like orjunior ranking), unless all accumulated and unpaid Series B Preferred Stock dividends have been paid or funds or shares of common stock have been set aside forpayment of accumulated and unpaid Series B Preferred Stock dividends.

The  dividend  on  the  Series  B  Preferred  Stock  may  be  paid  in  cash  or,  at  the  option  of  the  holder,  in  shares  of  our  common  stock,  which  will  beregistered pursuant to a registration statement to allow for the immediate sale of these shares of common stock in the public market.

Liquidation.    The  holders  of  Series  B Preferred  Stock  are  entitled  to  receive,  in  the  event  that  our  Company is  liquidated,  dissolved  or  wound up,whether voluntarily or involuntarily, $1,000.00 per share plus all accumulated and unpaid dividends up to but excluding the date of that liquidation, dissolution, orwinding up (the “Liquidation Preference”). Until the holders of Series B Preferred Stock receive their Liquidation Preference in full, no payment will be made onany  junior  shares,  including  shares  of  our  common stock.    After  the  Liquidation  Preference  is  paid  in  full,  holders  of  the  Series  B Preferred  Stock  will  not beentitled to receive any further distribution of our assets.  As of October 31, 2019, the Series B Preferred Stock had a Liquidation Preference of $64.0 million.

Conversion Rights.  Each share of Series B Preferred Stock may be converted at any time, at the option of the holder, into 0.591 shares of our commonstock (which is equivalent to an initial conversion price of $1,692.00 per share) plus cash in lieu of fractional shares. The conversion rate is subject to adjustmentupon the occurrence  of  certain  events,  as  described in  the Series  B Certificate  of  Designation.    The conversion rate  is  not  adjusted for  accumulated  and unpaiddividends. If converted, holders of Series B Preferred Stock do not receive a cash payment for all accumulated and unpaid dividends; rather, all accumulated andunpaid dividends are canceled.

We may, at our option, cause shares of Series B Preferred Stock to be automatically converted into that number of shares of our common stock that areissuable at the then-prevailing conversion rate. We may exercise our

2

 conversion right only if the closing price of our common stock exceeds 150% of the then-prevailing conversion price ($1,692.00 per share as of October 31, 2019)for 20 trading days during any consecutive 30 trading day period, as described in the Series B Certificate of Designation.

If  the  holders  of  Series  B  Preferred  Stock  elect  to  convert  their  shares  in  connection  with  certain  fundamental  changes,  as  defined  in  the  Series  BCertificate of Designation, we will in certain circumstances increase the conversion rate by a number of additional shares of common stock upon conversion or, inlieu thereof, we may in certain circumstances elect to adjust the conversion rate and related conversion obligation so that shares of Series B Preferred Stock areconverted into shares of the acquiring or surviving company, in each case as described in the Series B Certificate of Designation.

The  adjustment  of  the  conversion  price  is  to  prevent  dilution  of  the  interests  of  the  holders  of  the  Series  B  Preferred  Stock  from  certain  dilutivetransactions with holders of common stock.

Redemption. We do not have the option to redeem the Series B Preferred Stock. However, holders of the Series B Preferred Stock can require us toredeem all or part of their shares at a redemption price equal to the Liquidation Preference of the shares to be redeemed in the case of a “fundamental change” (asdescribed in the Series B Certificate of Designation).  A fundamental change will be deemed to have occurred if any of the following occurs:

  • any “person” or “group” is or becomes the beneficial owner, directly or indirectly, of 50% or more of the total voting power of all classes of ourcapital stock then outstanding and normally entitled to vote in the election of directors;

  • during any period of two consecutive years, individuals who at the beginning of such period constituted the board of directors (together with anynew directors whose election to our board of directors or whose nomination for election by the stockholders was approved by a vote of 66 2/3% ofour  directors  then  still  in  office  who  were  either  directors  at  the  beginning  of  such  period  or  whose  election  or  nomination  for  election  waspreviously so approved) cease for any reason to constitute a majority of the directors then in office;

  • the termination of trading of our common stock on The Nasdaq Stock Market and such shares are not approved for trading or quoted on any otherU.S. securities exchange or established over-the-counter trading market in the U.S.; or

  • we consolidate with or merge with or into another person or another person merges with or into our Company or the sale, assignment, transfer,lease, conveyance or other disposition of all or substantially all of our assets and certain of our subsidiaries, taken as a whole, to another personand, in the case of any such merger or consolidation, our securities that are outstanding immediately prior to such transaction and which represent100% of  the  aggregate  voting power  of  our  voting stock are  changed into  or  exchanged for  cash,  securities  or  property,  unless  pursuant  to  thetransaction such securities are changed into securities of the surviving person that represent, immediately after such transaction, at least a majorityof the aggregate voting power of the voting stock of the surviving person.

 Notwithstanding the foregoing, holders of shares of Series B Preferred Stock will not have the right to require us to redeem their shares if:

  • the last reported sale price of shares of our common stock for any five trading days within the 10 consecutive trading days ending immediatelybefore the later of the fundamental change or its announcement equaled or exceeded 105% of the conversion price of the Series B Preferred Stockimmediately before the fundamental change or announcement;

  • at least 90% of the consideration (excluding cash payments for fractional shares and in respect of dissenters’ appraisal rights) in the transaction ortransactions constituting the fundamental change consists of shares of capital stock traded on a U.S. national securities exchange or quoted on theNasdaq Stock Market, or which will be so traded or quoted when issued or exchanged in connection with a fundamental change, and as a result ofthe transaction or transactions, shares of Series B Preferred Stock become convertible into such publicly traded securities; or

3

   • in  the  case  of  a  fundamental  change  event  described  in  the  fourth  bullet  above,  the  transaction  is  affected  solely  to  change our jurisdiction  of

incorporation.

 Moreover, we will not be required to redeem any Series B Preferred Stock upon the occurrence of a fundamental change if a third party makes an offer

to purchase the Series B Preferred Stock in the manner, at the price, at the times and otherwise in compliance with the requirements set forth above and such thirdparty purchases all Series B Preferred Stock validly tendered and not withdrawn.

We may, at our option, elect to pay the redemption price in cash, in shares of our common stock valued at a discount of 5% from the market price ofshares of  our common stock,  or in any combination thereof.    Notwithstanding the foregoing,  we may only pay such redemption price in shares of  our commonstock that are registered under the Securities Act of 1933 and eligible for immediate sale in the public market by non-affiliates of our Company.

Voting Rights. Holders of Series B Preferred Stock currently have no voting rights; however, holders may receive certain voting rights, as described inthe Series B Certificate of Designation, if (a) dividends on any shares of Series B Preferred Stock, or any other class or series of stock ranking on parity with theSeries B Preferred Stock with respect to the payment of dividends, shall be in arrears for dividend periods, whether or not consecutive, containing in the aggregate anumber of days equivalent to six calendar quarters or (b) we fail to pay the redemption price, plus accrued and unpaid dividends, if any, on the redemption date forshares of Series B Preferred Stock following a fundamental change.

So long as any shares of Series B Preferred Stock remain outstanding, we will not, without the consent of the holders of at least two-thirds of the sharesof Series B Preferred Stock outstanding at the time (voting separately as a class with all other series of preferred stock, if any, on parity with our Series B PreferredStock upon which like voting rights have been conferred and are exercisable) issue or increase the authorized amount of any class or series of shares ranking seniorto the outstanding shares of the Series B Preferred Stock as to dividends or upon liquidation. In addition, we will not, subject to certain conditions, amend, alter orrepeal  provisions  of  our  Certificate  of  Incorporation,  including the  Series  B Certificate  of  Designation,  whether  by merger,  consolidation  or  otherwise,  so as  toadversely  amend,  alter  or  affect  any power,  preference  or  special  right  of  the  outstanding shares  of  Series  B Preferred  Stock or  the  holders  thereof  without  theaffirmative vote of not less than two-thirds of the issued and outstanding shares of Series B Preferred Stock.

Anti-Takeover Provisions

Provisions of our Certificate of Incorporation and By-laws

A number of provisions of our Certificate of Incorporation and By-laws concern matters of corporate governance and the rights of shareholders. Someof these provisions, including, but not limited to, the inability of shareholders to take action by unanimous written consent, certain advance notice requirements forshareholder proposals and director nominations, supermajority voting provisions with respect to any amendment of voting rights provisions, the filling of vacancieson the board of directors by the affirmative vote of a majority of the remaining directors, and the ability of the board of directors to issue shares of preferred stockand to set the voting rights, preferences and other terms thereof, without further shareholder action, may be deemed to have anti-takeover effect and may discouragetakeover attempts not first approved by the board of directors, including takeovers which shareholders may deem to be in their best interests. If takeover attemptsare discouraged, temporary fluctuations in the market price of shares of our common stock, which may result from actual or rumored takeover attempts, may beinhibited.  These  provisions,  together  with  the  ability  of  the  board  of  directors  to  issue  preferred  stock  without  further  shareholder  action,  could  also  delay  orfrustrate  the  removal  of  incumbent  directors  or  the  assumption  of  control  by  shareholders,  even  if  the  removal  or  assumption  would  be  beneficial  to  ourshareholders. These provisions could also discourage or inhibit a merger, tender offer or proxy contest, even if favorable to the interests of shareholders, and coulddepress  the  market  price  of  our  common stock.  The board of  directors  believes  these  provisions  are  appropriate  to  protect  our  interests  and the  interests  of  ourshareholders. The board of directors has no present plans to adopt any further measures or devices which may be deemed to have an “anti-takeover effect.”

Delaware Anti-Takeover Provisions

4

 We are subject to Section 203 of the DGCL, which prohibits a publicly-held Delaware corporation from engaging in a “business combination,” except

under certain circumstances, with an “interested shareholder” for a period of three years following the date such person became an “interested shareholder” unless:

  • before  such person became an interested shareholder,  the board of  directors  of  the corporation approved either  the business  combination or  thetransaction that resulted in the interested shareholder becoming an interested shareholder;

  • upon the consummation of the transaction that resulted in the interested shareholder becoming an interested shareholder, the interested shareholderowned at least 85% of the voting stock of the corporation outstanding at the time the transaction commenced, excluding shares held by directorswho are also officers of the corporation and shares held by employee stock plans in which employee participants do not have the right to determineconfidentially whether shares held subject to the plan will be tendered in a tender or exchange offer; or

  • at  or  following  the  time  such  person  became  an  interested  shareholder,  the  business  combination  is  approved  by  the  board  of  directors  of  thecorporation and authorized at an annual or special meeting of shareholders (and not by written consent) by the affirmative vote of the holders of atleast 662/3% of the outstanding voting stock of the corporation which is not owned by the interested shareholder.

The term “interested shareholder” generally is defined as a person who, together with affiliates and associates, owns, or, within the three years prior tothe  determination  of  interested  shareholder  status,  owned,  15% or  more  of  a  corporation’s  outstanding  voting  stock.  The  term “business  combination”  includesmergers, asset or stock sales and other similar transactions resulting in a financial benefit to an interested shareholder. Section 203 makes it more difficult for an“interested shareholder” to effect various business combinations with a corporation for a three-year period. The existence of this provision would be expected tohave an anti-takeover effect with respect to transactions not approved in advance by the board of directors, including discouraging attempts that might result in apremium over the market price for the shares of our common stock held by shareholders. A Delaware corporation may “opt out” of Section 203 with an expressprovision in its original Certificate of Incorporation or any amendment thereto. Our Certificate of Incorporation does not contain any such exclusion.

  

5

EXHIBIT 10.68AMENDMENT TO MEMBERSHIP INTEREST PURCHASE AGREEMENT

This AMENDMENT TO MEMBERSHIP INTEREST PURCHASE AGREEMENT (this “Amendment”), dated as of January

15,  2019,  is  made  by  and  between DOMINION GENERATION, INC.,  a  Virginia  corporation  (“Seller”),  and FUELCELL ENERGYFINANCE, LLC,  a  Delaware  limited  liability  company  (“Buyer”).    Seller  and  Buyer  each  may  be  referred  to  herein  as  a  “Party”  andcollectively as the “Parties”. 

WHEREAS, Seller and Buyer are parties to that certain Membership Interest Purchase Agreement, dated as of October 31, 2018(the “Purchase Agreement”), pursuant to which Buyer agreed to purchase from Seller all of the issued and outstanding membership and otherequity interests of any kind of Dominion Bridgeport Fuel Cell, LLC, a Virginia limited liability company (the “Project Company”), subject tothe terms, conditions and provisions of the Purchase Agreement; 

WHEREAS, pursuant to a request from Buyer and as authorized by written consent provided by Buyer on November 29, 2018, theProject Company has become a member of ISO New England (“ISO-NE”) and has (i) posted cash collateral in the amount of Twenty-EightThousand  Five  Hundred  Ninety-One  Dollars  and  Two  Cents  ($28,591.02)  with  ISO-NE  (the  “ISO-NE Collateral”)  and  (ii)  paid  amembership fee in the amount of Five Thousand Dollars ($5,000.00) with ISO-NE (the “ISO-NE Membership Fee”); and

 WHEREAS, the Parties have agreed to amend the Purchase Agreement as set forth herein to account for reimbursement by Buyer

to Seller for the ISO-NE Collateral and ISO-NE Membership Fee. 

NOW THEREFORE,  for  good  and  valuable  consideration,  the  receipt  and  sufficiency  of  which  are  hereby  acknowledged,  theParties hereby agree as follows: 

1. Defined  Terms.    Capitalized  terms  used  and  not  otherwise  defined  herein  shall  have  the  respective  meaningsascribed to them in the Purchase Agreement.

 2. Amendments.  The Purchase Agreement is hereby amended as follows: 

(a) Section 1.1 of the Purchase Agreement is amended to include the following defined terms: 

“ISO-NE” means ISO New England Inc. “ISO-NE Collateral”  means  the  cash  collateral  in  the  amount  of  Twenty-Eight  Thousand  Five  HundredNinety-One Dollars and Two Cents ($28,591.02) that has been posted by the Project Company with ISO-NE.

 

 

 (b) Section 2.2 is hereby deleted in its entirety and replaced with the following:

 Section 2.2 Purchase Price. The total consideration (“Purchase Price”) to be paid by Buyer to Sellerin consideration of the delivery by Seller of the Membership Interests shall be an amount equal to: (a) Thirty-Six Million Six Hundred Thousand Dollars ($36,600,000.00), plus (b) Twenty-Eight Thousand Five HundredNinety-One  Dollars  and  Two  Cents  ($28,591.02),  which  represents  the  ISO-NE  Collateral,  plus  (c)  FiveThousand  Dollars  ($5,000.00),  which  represents  the  membership  fee  that  has  been  paid  by  the  ProjectCompany to ISO-NE, minus (d) the amount by which the Working Capital is less than One Million Dollars($1,000,000.00)  (the  “Target  Working  Capital”)  or  plus  (d)  the  amount  by  which  the  Working  Capital  isgreater  than the Target  Working Capital.    The Purchase Price constitutes  the full  consideration payable byBuyer under this Agreement in order to acquire the Membership Interests.  The Purchase Price shall be dueand payable in full at Closing as set forth in Section 2.3. 

(c) Section 6.11 shall be added to the Purchase Agreement to provide as follows: 

Section 6.11 ISO-NE Assistance. From the date hereof  and continuing to the Closing,  Seller  shall  cause the Project  Company to satisfy anyrequirements and take any actions necessary to maintain its status as a member of ISO-NE including causingthe ISO-NE Collateral to remain posted as collateral. 

 3. Reference  to  and  Effect  on  the  Purchase  Agreement.    Except  as  set  forth  in  this  Amendment,  the  Purchase

Agreement is hereby ratified and confirmed in all respects and shall continue in full force and effect according to its terms. 4. Governing Law.  This Amendment shall be governed by and construed in accordance with the Laws of the State

of  New  York,  without  regard  to  any  conflict  of  laws  provisions  thereof  that  would  result  in  the  application  of  the  Laws  of  anotherjurisdiction.  

 5. Counterparts.  This Amendment may be executed in counterparts, each of which shall be considered an original

instrument, but all of which shall be considered one and the same agreement, and shall become binding when one or more counterparts havebeen signed by each of the parties hereto and delivered to Seller and Buyer.  Delivery of an executed counterpart of a signature page of thisAmendment  by  telecopy  or  portable  document  format  (“pdf”)  shall  be  as  effective  as  delivery  of  a  manually  executed  counterpart  of  thisAmendment.

 6. Section Headings.  The Section headings herein are inserted for convenience of reference only and shall not be

deemed a part of or to affect the meaning or interpretation of this Amendment.   

[Signature Page Follows]

2  

 IN WITNESS WHEREOF, this Amendment has been duly executed by the Parties hereto as of and on the date first above written.

  SELLER:

  DOMINION GENERATION, INC.   By: /s/Keith WindleName: Keith WindleTitle: Vice President – Business Development & Merchant Operations   

   

Signature Page to Amendment to MIPA (Bridgeport Fuel Cell)

  

BUYER:

  FUELCELL ENERGY FINANCE, LLC   By: /s/ Michael S. BishopName: Michael S. BishopTitle: Senior Vice President and Chief Financial Officer

Signature Page to Amendment to MIPA (Bridgeport Fuel Cell)

 EXHIBIT 10.117

SECOND AMENDMENT TO CREDIT AGREEMENT

This  SECOND  AMENDMENT  TO  CREDIT  AGREEMENT  (this  “Amendment”),  dated  as  of  January  20,  2020,  isentered  into by  and  among FuelCell  Energy,  Inc. ,  a  Delaware  corporation  (the  “Borrower”),  each  of  the  Guarantors  party  to  theCredit Agreement, the lenders party to the Credit Agreement referred to below (collectively, the “Lenders” and each individually a“Lender”) that are signatories hereto, and Orion Energy Partners Investment Agent, LLC, as administrative and collateral agent forthe Lenders (in such capacity, the “Administrative Agent”).  Capitalized terms used but not otherwise defined herein shall have therespective meanings ascribed thereto in the Credit Agreement (as defined below).

W I T N E S S E T H:

WHEREAS, the Borrower  and  the  Guarantors  have  entered into  financing arrangements pursuant  to  which the Lendershave made and  provided   loans  and other  financial  accommodations,  and  may  in  the  future  make  additional  loans  and  financialaccommodations, to the Borrower as set forth in the Credit Agreement, dated as of October 31, 2019, by and among the Borrower,the  Guarantors,  the  Lenders  and the  Administrative  Agent  (as the  same  has  heretofore  been,  and  may  hereafter be,  amended,modified, supplemented, extended, renewed, restated, amended and restated or replaced, the “Credit Agreement”);

WHEREAS,  the Borrower and  the  Guarantors  desire  to  amend  certain provisions  of  the  Credit Agreement  as set  forthherein;

WHEREAS,  pursuant  to  Section  10.02(b)  of  the  Credit  Agreement,  in  order  to  effect  the  amendments  to  the  CreditAgreement  contemplated  by  this  Amendment,  this  Amendment  must  be  executed  by  the  Borrower  and the  Required  Lenders  andacknowledged by the Administrative Agent; and

WHEREAS, the undersigned Lenders constitute the Required Lenders.

NOW THEREFORE, in consideration of the foregoing and the mutual agreements and  covenants contained herein, andother good and valuable consideration,  the receipt  and  sufficiency of which are hereby acknowledged,  the parties hereto agree asfollows:

SECTION  1.     Amendments  to  the  Credit  Agreement.    Subject  to  the  terms  and  conditions  hereof,  effective  as  of  theSecond Amendment Effective Date (as defined below) and subject to the satisfaction of the conditions precedent set forth in Section2:

(a) Schedule 1.01(b) to the Credit Agreement is hereby amended and supplemented to add the agreement referred toon Annex I hereto.

(b) Each  of  the  following  definitions  are  hereby  inserted  into  Section  1.01  of  the  Credit  Agreement  in  theappropriate alphabetical location therein:

 “Second  Amendment”  means  that  certain  Second  Amendment to  Credit  Agreement ,  dated  as  of

January 20, 2020, by and among the Borrower, each of the Guarantors party thereto, each of the Lenders partythereto, and the Administrative Agent.

“Second  Amendment  Effective  Date”  has  the  meaning  ascribed  to  such  term  in  the  SecondAmendment.

 

(c) Article V of the Credit Agreement is hereby amended to insert the following new Section 5.25 in the appropriatenumerical location therein to read in its entirety as follows:

Section  5.25 Canadian  Class  A  Preferred  Shares.    The  Borrower  shall,  and  shall  cause  FCEFuelCell Energy Ltd. (“FCE Canada”) to, on or prior to November 1, 2021, either (i) pay and satisfy in full all oftheir  respective  obligations  in  respect  of,  and  fully  redeem and  cancel,  all  of  the  shares  of  Series  1  PreferredStock of FCE Canada, or (ii) deposit in a newly created account of FCE Canada or the Borrower (the “Series 1Account”) cash in an amount sufficient to pay and satisfy in full all of their respective obligations in respect of,and  to  effect  a  redemption  and  cancellation  in  full  of,  all  of  the  shares  of  Series  1  Preferred  Stock  of  FCECanada.  In the event that FCE Canada or the Borrower shall elect to satisfy their obligations under the foregoingsentence pursuant to clause (ii) thereof,  then,  from and after  the deposit  of  such cash in the Series  1 Account,FCE Canada and the Borrower shall thereafter not use any amounts contained in the Series 1 Account for anypurpose other than the payment and satisfaction in full of all of their respective obligations in respect of, and theredemption and cancellation in full of, all of the shares of Series 1 Preferred Stock of FCE Canada.

(d) Clause (d)(i) to Section 7.01 of the Credit Agreement is hereby amended and restated to read in its entirety asfollows:

(i) Sections 5.01 (as to existence), 5.11(f), 5.13, 5.24, 5.25, or Article VI; or

SECTION  2.      Conditions  Precedent.    This  Amendment  shall  only  become  effective  upon  the  date  (the  “SecondAmendment  Effective  Date”)  on  which  the  Administrative  Agent  shall  have  received  counterparts  of  this  Amendment,  dulyauthorized, executed and delivered by the Borrower, the Guarantors and the Required Lenders.

SECTION 3.   Representations and Warranties. The Borrower and each Guarantor hereby represents and warrants to theAdministrative Agent and Lenders as follows, which representations and warranties shall survive the execution and delivery hereof:

(a) Each of the Loan Parties has full corporate, limited liability company or other organizational powers, authorityand  legal  right  to  enter  into,  deliver  and  perform  its  respective  obligations  under  this  Amendment  and  has  taken  all  necessarycorporate, limited liability company or other organizational action to authorize the execution, delivery and performance by it of thisAmendment.  

2

 (b) This Amendment has been duly executed and delivered by each Loan Party and is in full force and effect and

constitutes  a  legal,  valid  and  binding  obligation  of  such  Loan  Party,  enforceable  against  such  Loan  Party  in  accordance  with  itsterms, except as enforcement may be limited (i) by Bankruptcy, insolvency, reorganization, moratorium, fraudulent conveyance orother similar laws affecting creditors’ rights generally, (ii) by general principles of equity (regardless of whether such enforceabilityis considered in a proceeding in equity or at law) and (iii) by implied covenants of good faith and fair dealing.

(c) The  execution,  delivery  and  performance  by  each  Loan  Party  of  this  Amendment  does  not  and  will  not,  asapplicable, (i) conflict with the Organizational Documents of such Loan Party, (ii) conflict with or result in a breach of, or constitutea default under, any indenture, loan agreement, mortgage, deed of trust or other material instrument or agreement to which any LoanParty is a party or by which it is bound or to which any Loan Party’s property or assets are subject, or (iii) conflict with or result in abreach of, or constitute a default under, in any material respect, any Applicable Law.

(d) After giving effect to this Amendment, the representations and warranties of the Borrower and each of the otherLoan Parties contained in the Credit  Agreement,  the Security Agreement and the other Financing Documents are true,  correct  andcomplete  in  all  material  respects  (without  duplication  of  any  materiality  provision  contained  therein)  on  and  as  of  the  SecondAmendment Effective Date (or any earlier date with respect to which any such representation or warranty relates).

(e) After giving effect to this Amendment, no Default or Event of Default has occurred and is continuing.

SECTION 4.   Effect of this Amendment; Ratification.

(a) Except  as  expressly  set forth  herein,  no  other   amendments,  consents,  changes  or  modifications  to the  CreditAgreement, the Security Agreement or any other Financing Document are intended or implied, and in all other respects  the CreditAgreement, the Security Agreement and each other Financing Document is hereby specifically ratified and confirmed by all partieshereto as of the Second Amendment Effective Date and neither the Borrower nor any other Loan Party shall be entitled to any otheror  further  amendment  solely  by  virtue  of  the  provisions  of  this  Amendment  or  the  subject  matter  of  this  Amendment.    ThisAmendment is not a novation, satisfaction,  release or discharge of any of the obligations of the Borrower or any other Loan Partyunder the Credit Agreement, the Security Agreement or any other Financing Document.  This Amendment shall be deemed to be aFinancing Document.

(b) The execution, delivery and effectiveness of this Amendment shall not operate as a waiver of any obligation ofthe Borrower or any other Loan Party under, or any right, power, or remedy of the Administrative Agent or the Lenders under, theCredit  Agreement,  the  Security  Agreement  or  any  other  Financing  Document  (which  rights,  powers  and  remedies  are  expresslyreserved), nor constitute a consent to or waiver of any past, present or future violations of any provision of the Credit Agreement, theSecurity Agreement or any other Financing Document.

3

 (c) For the benefit of the Administrative Agent and the Lenders, the Borrower and each other Loan Party hereby (i)

affirms  and  confirms  its  guarantees,  pledges,  grants  of  collateral  and  security  interests  and  other  undertakings  under  the  CreditAgreement,  the  Security  Agreement and  the  other  Financing  Documents,  (ii)  ratifies  and  reaffirms  all  of  its  payment  andperformance  obligations,  contingent  or  otherwise,  under  the  Credit  Agreement,  the  Security  Agreement and  e ach  of  the  otherFinancing Documents, (iii) agrees that (x) the Credit Agreement, the Security Agreement and each other Financing Document shallcontinue to be in full force and effect and (y) all guarantees, pledges, grants of collateral and security interests and other undertakingsunder the Credit Agreement, the Security Agreement and each other Financing Document shall continue to be in full force and effectand  shall  accrue  to  the  benefit  of  the  Administrative  Agent  and  the  Lenders,  (iv)  confirms  and  agrees  that  it  is  truly  and  justlyindebted to the Lenders and the Administrative Agent in the aggregate amount of the Obligations without defense, counterclaim oroffset of any kind whatsoever, and (v) reaffirms and admits the validity and enforceability of the Financing Documents.

SECTION 5.   Expenses.  The Borrower and the other Loan Parties agree to pay, or reimburse, the Administrative Agentfor all expenses reasonably incurred for the preparation and negotiation of this Amendment and related agreements and instrumentsand the transactions contemplated hereby, including, but not limited to, the reasonable and documented fees and expenses of counselto the Administrative Agent.

SECTION 6.   Governing Law; Jurisdiction; Etc.

(a) Governing Law.  This Amendment shall be construed in accordance with and governed by the law of the State ofNew York.

(b) Submission  to  Jurisdiction.    Any  legal  action  or  proceeding  with  respect  to  this  Amendment  shall,  except  asprovided  in  clause  (d) below,  be  brought  in  the  courts  of  the  State  of  New  York,  or  of  the  United  States  District  Court  for  theSouthern District of New York, in each case, seated in the County of New York and, by execution and delivery of this Amendment,each  party  hereto  hereby  irrevocably  accepts  for  itself  and  in  respect  of  its  property,  generally  and  unconditionally,  the  exclusivejurisdiction of the aforesaid courts.  Each party hereto agrees that a judgment, after exhaustion of all available appeals, in any suchaction or proceeding shall be conclusive and binding upon it, and may be enforced in any other jurisdiction, including by a suit uponsuch judgment, a certified copy of which shall be conclusive evidence of the judgment.

(c) Waiver of Venue.  Each party hereto hereby irrevocably waives any objection that it may now have or hereafterhave to the laying of the venue of any suit, action or proceeding arising out of or relating to this Amendment brought in the SupremeCourt of the State of New York or in the United States District Court for the Southern District of New York, in each case, seated inthe County of New York and hereby further irrevocably waives any claim that any such suit,  action or proceeding brought in anysuch court has been brought in an inconvenient forum.

(d) Rights of the Secured Parties.  Nothing in this Section 6 shall limit the right of the Secured Parties to refer anyclaim  against  a  Loan  Party  to  any  court  of  competent  jurisdiction  anywhere  else  outside  of  the  State  of  New York,  nor  shall  thetaking of proceedings by any Secured Party before the courts in one or more jurisdictions preclude the taking of proceedings in anyother jurisdiction whether concurrently or not.

4

 (e) WAIVER OF  JURY TRIAL.    EACH PARTY TO  THIS AMENDMENT HEREBY EXPRESSLY WAIVES

ANY RIGHT TO TRIAL BY JURY OF ANY CLAIM, DEMAND, ACTION OR CAUSE OF ACTION ARISING UNDER THISAMENDMENT IN  ANY  WAY  CONNECTED  WITH  OR  RELATED  OR  INCIDENTAL  TO  THE  DEALINGS  OF  THEPARTIES HERETO OR ANY OF THEM WITH RESPECT TO THIS AMENDMENT,  OR THE TRANSACTIONS RELATEDTHERETO,  IN  EACH  CASE  WHETHER  NOW  EXISTING  OR  HEREAFTER  ARISING,  AND  WHETHER  FOUNDED  INCONTRACT  OR  TORT  OR  OTHERWISE;  AND  EACH  PARTY  HEREBY  AGREES  AND  CONSENTS  THAT  ANY  SUCHCLAIM, DEMAND, ACTION OR CAUSE OF ACTION SHALL BE DECIDED BY COURT TRIAL WITHOUT A JURY, ANDTHAT ANY PARTY TO THIS AMENDMENT MAY FILE AN ORIGINAL COUNTERPART OR A COPY OF THIS SECTIONWITH ANY COURT AS WRITTEN EVIDENCE OF THE CONSENT OF THE SIGNATORIES HERETO TO THE WAIVER OFTHEIR RIGHT TO TRIAL BY JURY.

(f) Waiver  of  Immunity.    To  the  extent  that  any  Loan  Party  has  or  hereafter  may  acquire  any  immunity  fromjurisdiction of any court or from any legal process (whether through service of notice, attachment prior to judgment, attachment inaid of execution, execution, sovereign immunity or otherwise) with respect to itself or its property, it hereby irrevocably waives suchimmunity, to the fullest extent permitted by law, in respect of its obligations under this Amendment.

SECTION 7.     Binding Effect.  This Amendment shall  be binding upon and inure to the benefit of  each of the partieshereto and their respective successors and permitted assigns.

SECTION 8.   Captions.  The captions in this Amendment are intended for  convenience only and do not constitute andshall not be interpreted as part of this Amendment.

SECTION 9.   No Course of Dealing.  The Borrower and each other Loan Party acknowledges that (a) except as expresslyset forth herein, neither the Administrative Agent nor any Lender has agreed (and has no obligation whatsoever to discuss, negotiateor agree) to any restructuring, modification, amendment, extension, waiver, or forbearance with respect to the Credit Agreement, theSecurity  Agreement  or  any  other  Financing  Document  or  any  of  the  terms  thereof,  and  (b)  the  execution  and  delivery  of  thisAmendment  has  not  established  any  course  of  dealing  between  the  parties  hereto  or  created  any  obligation  or  agreement  of  theAdministrative  Agent  or  any  Lender  with  respect  to  any  future  restructuring,  modification,  amendment,  extension,  waiver,  orforbearance  with  respect  to  the  Credit  Agreement,  the  Security  Agreement  or  any  other  Financing  Document  or  any  of  the  termsthereof.

SECTION 10.     Counterparts.    This  Amendment  may be executed in any number of and by  different  parties  hereto onseparate counterparts, all of which, when so executed, shall be deemed  an original, but all such counterparts shall constitute one andthe same agreement. Any signature  delivered by a party by facsimile or electronic transmission (including email transmission of aPDF image) shall be deemed to be an original signature hereto.

[Signature Pages Follow]

 

5

 IN  WITNESS  WHEREOF,  the  parties  hereto  have  caused  this  Amendment  to  be  duly  executed  and  delivered  by  their

authorized officers as of the day and year first above written.

BORROWER:

FUELCELL ENERGY, INC. /s/ Michael S. BishopName:  Michael S. BishopTitle:   Executive Vice President, CFO GUARANTORS:

FUELCELL ENERGY FINANCE II, INC.     By:     FuelCell Energy, Inc.Its:   Sole Member /s/ Michael S. BishopName:   Michael S. BishopTitle:     BAKERSFIELD FUEL CELL 1, LLC By:     FUELCELL ENERGY FINANCE II, LLCIts:   Sole Member     By:     FuelCell Energy, Inc.Its:   Sole Member

 /s/ Michael S. BishopName:   Michael S. BishopTitle:   Executive Vice President, CFO

[Second Amendment to Credit Agreement]

 GUARANTORS:

 CENTRAL CA FUEL CELL 2, LLC     By:     FUELCELL ENERGY FINANCE II, LLCIts:   Sole Member

 By:     FuelCell Energy, Inc.Its:   Sole Member /s/ Michael S. BishopName:   Michael S. BishopTitle:   Executive Vice President, CFO YAPHANK FUEL CELL PARK, LLC     By:     FUELCELL ENERGY FINANCE II, LLCIts:   Sole Member     By:     FuelCell Energy, Inc.Its:   Sole Member /s/ Michael S. BishopName:   Michael S. BishopTitle:   Executive Vice President, CFO

 LONG BEACH TRIGEN, LLC     By:     FUELCELL ENERGY FINANCE II, LLCIts:   Sole Member

 By:     FuelCell Energy, Inc.Its:   Sole Member /s/ Michael S. BishopName:   Michael S. BishopTitle:   Executive Vice President, CFO

  

[Second Amendment to Credit Agreement]

 GUARANTORS: SAN BERNARDINO FUEL CELL, LLC By:     FUELCELL ENERGY FINANCE II, LLCIts:   Sole Member

 By:     FuelCell Energy, Inc.Its:   Sole Member

 /s/ Michael S. BishopName:   Michael S. BishopTitle:   Executive Vice President, CFO

 MONTVILLE FUEL CELL PARK, LLC     By:     FUELCELL ENERGY FINANCE II, LLCIts:   Sole Member

 By:     FuelCell Energy, Inc.Its:   Sole Member

 /s/ Michael S. BishopName:   Michael S. BishopTitle:   Executive Vice President, CFO

 EASTERN CONNECTICUT FUEL CELL PROPERTIES, LLC     By:     FUELCELL ENERGY FINANCE II, LLCIts:   Sole Member

 By:     FuelCell Energy, Inc.Its:   Sole Member /s/ Michael S. BishopName:   Michael S. BishopTitle:   Executive Vice President, CFO 

[Second Amendment to Credit Agreement]

 GUARANTORS: CR FUEL CELL, LLC     By:     FUELCELL ENERGY FINANCE II, LLCIts:   Sole Member

 By:     FuelCell Energy, Inc.Its:   Sole Member /s/ Michael S. BishopName:   Michael S. BishopTitle:   Executive Vice President, CFO

 BRT FUEL CELL, LLC     By:     FUELCELL ENERGY FINANCE II, LLCIts:   Sole Member

 By:     FuelCell Energy, Inc.Its:   Sole Member /s/ Michael S. BishopName:   Michael S. BishopTitle:   Executive Vice President, CFO DERBY FUEL CELL, LLC     By:     FUELCELL ENERGY FINANCE II, LLCIts:   Sole Member

 By:     FuelCell Energy, Inc.Its:   Sole Member

 /s/ Michael S. BishopName:   Michael S. BishopTitle:   Executive Vice President, CFO

   

[Second Amendment to Credit Agreement]

 GUARANTORS: HOMESTEAD FUEL CELL, LLC     By:     FUELCELL ENERGY FINANCE II, LLCIts:   Sole Member

 By:     FuelCell Energy, Inc.Its:   Sole Member

 /s/ Michael S. BishopName:   Michael S. BishopTitle:   Executive Vice President, CFO  CENTRAL CT FUEL CELL 1, LLC     By:     FUELCELL ENERGY FINANCE II, LLCIts:   Sole Member

 By:     FuelCell Energy, Inc.Its:   Sole Member

 /s/ Michael S. BishopName:   Michael S. BishopTitle:   Executive Vice President, CFO  FARMINGDALE CT FUEL CELL 1, LLC     By:     FUELCELL ENERGY FINANCE II, LLCIts:   Sole Member

 By:     FuelCell Energy, Inc.Its:   Sole Member /s/ Michael S. BishopName:   Michael S. BishopTitle:   Executive Vice President, CFO

  

[Second Amendment to Credit Agreement]

 GUARANTORS: NEW BRITAIN RENEWABLE ENERGY, LLC     By:     FUELCELL ENERGY FINANCE II, LLCIts:   Sole Member

 By:     FuelCell Energy, Inc.Its:   Sole Member /s/ Michael S. BishopName:   Michael S. BishopTitle:   Executive Vice President, CFO  GROTON STATION FUEL CELL, LLC     By:     FUELCELL ENERGY FINANCE II, LLCIts:   Sole Member

 By:     FuelCell Energy, Inc.Its:   Sole Member /s/ Michael S. BishopName:   Michael S. BishopTitle:   Executive Vice President, CFO  

[Second Amendment to Credit Agreement]

 ADMINISTRATIVE AGENT:

ORION ENERGY PARTNERS INVESTMENT AGENT, LLC,     By:     /s/ Gerrit Nicholas    Name:   Gerrit Nicholas    Title:  Managing Partner 

COLLATERAL AGENT:

ORION ENERGY PARTNERS INVESTMENT AGENT, LLC, /s/ Gerrit NicholasName:   Gerrit NicholasTitle:  Managing Partner

 

 

[Second Amendment to Credit Agreement]

 LENDERS:

ORION ENERGY CREDIT OPPORTUNITIES FUND II, L.P. By: Orion Energy Credit Opportunities Fund II GP, L.P.Its: General Partner By: Orion Energy Credit Opportunities Fund II Holding, LLCIts: General Partner  By:     /s/ Gerrit Nicholas    Name:   Gerrit Nicholas    Title:  Managing Partner ORION ENERGY CREDIT OPPORTUNITIES FUND II PV, L.P. By: Orion Energy Credit Opportunities Fund II GP, L.P.Its: General Partner By: Orion Energy Credit Opportunities Fund II Holding, LLCIts: General Partner  By:     /s/ Gerrit Nicholas    Name:   Gerrit Nicholas    Title:  Managing Partner 

[Second Amendment to Credit Agreement]

 LENDERS:

ORION ENERGY CREDIT OPPORTUNITIES FUND II GPFA, L.P. By: Orion Energy Credit Opportunities Fund II GP, L.P.Its: General Partner By: Orion Energy Credit Opportunities Fund II Holding, LLCIts: General Partner  By:     /s/ Gerrit Nicholas    Name:   Gerrit Nicholas    Title:  Managing Partner ORION ENERGY CREDIT OPPORTUNITIES FUELCELL CO-INVEST, L.P. By: Orion Energy Credit Opportunities Fund II GP, L.P.Its: General Partner By: Orion Energy Credit Opportunities Fund II Holding, LLCIts: General Partner  By:     /s/ Gerrit Nicholas    Name:   Gerrit Nicholas    Title:  Managing Partner 

 

[Second Amendment to Credit Agreement]

 ANNEX I

   

Class A Cumulative Redeemable Exchangeable Preferred Shares of FCE FuelCell Energy Ltd. as Modified by Letter Agreement on January 20, 2020                                     

   

Exhibit 21FuelCell Energy, Inc.

Subsidiaries of the Registrant Entity Name State / Country of IncorporationBakersfield Fuel Cell 1, LLC * DelawareBridgeport Fuel Cell, LLC * VirginiaBRT Fuel Cell, LLC * New YorkCentral CA Fuel Cell 2, LLC * DelawareCentral CT Fuel Cell 1, LLC * ConnecticutCR Fuel Cell, LLC * New YorkDerby Fuel Cell, LLC * ConnecticutDFC ERG CT, LLC * ConnecticutEastern Connecticut Fuel Cell Properties, LLC * ConnecticutFarmingdale Fuel Cell, LLC * New YorkFCE FuelCell Energy Ltd. * CanadaFCE Korea Ltd. * South KoreaFuelCell Energy EU B.V *. NetherlandsFuelCell Energy Finance, LLC * ConnecticutFuelCell Energy Finance II, LLC * ConnecticutFuelCell Energy Solutions GmbH * GermanyFuelCell Energy Spain, S.L. * SpainGroton Fuel Cell 1, LLC * ConnecticutGroton Station Fuel Cell, LLC * ConnecticutHomestead Fuel Cell 1, LLC * ConnecticutLong Beach Trigen, LLC * DelawareMontville Fuel Cell Park, LLC * ConnecticutNew Britain Renewable Energy, LLC * DelawareRiverside Fuel Cell, LLC * DelawareSan Bernardino Fuel Cell, LLC * DelawareSRJFC, LLC * DelawareTRS Fuel Cell, LLC * ConnecticutUCI Fuel Cell, LLC * DelawareVersa Power Systems, Inc. * DelawareVersa Power Systems Ltd. * CanadaYaphank Fuel Cell Park, LLC * New York * These entities are wholly-owned (direct or indirect) subsidiaries of FuelCell Energy, Inc.

Exhibit 23.1 

Consent of Independent Registered Public Accounting Firm

The Board of Directors FuelCell Energy, Inc.

We consent to the incorporation by reference in the registration statements (Nos. 333-224154, 333-217250, 333-211092, 333-195848, 333-181021,333-177045, 333-166164 and 333-140168) on Form S-8 and (Nos. 333-226792, 333-215530, 333-201428, 333-201427, 333-187290, 333-185221and 333-166565) on Form S-3 of FuelCell Energy, Inc. of our report dated January 22, 2020, with respect to the consolidated balance sheets ofFuelCell Energy, Inc. and subsidiaries as of October 31, 2019 and 2018, and the related consolidated statements of operations and comprehensiveloss, changes in equity, and cash flows for each of the years in the three-year period ended October 31, 2019, and the related notes (collectively, the“consolidated financial statements”), which report appears in the October 31, 2019 annual report on Form 10-K of FuelCell Energy, Inc.

Our report refers to a change in the Company’s method of accounting for revenue due to the adoption of new accounting guidance.

/s/ KPMG LLP

Hartford, Connecticut January 22, 2020

 

 Exhibit 31.1

CERTIFICATIONI, Jason Few, certify that:   1. I have reviewed this annual report on Form 10-K of FuelCell Energy, Inc.;   2. Based on my knowledge, this report does not contain any untrue statement of a material fact or omit to state a material fact necessary to make the

statements made, in light of the circumstances under which such statements were made, not misleading with respect to the period covered by thisreport;

   3. Based on my knowledge, the financial statements, and other financial information included in this report, fairly present in all material respects the

financial condition, results of operations and cash flows of the registrant as of, and for, the periods presented in this report;   4. The registrant’s other certifying officer and I are responsible for establishing and maintaining disclosure controls and procedures (as defined in

Exchange Act Rules 13a-15(e) and 15d-15(e)) and internal control over financial reporting (as defined in Exchange Act Rules 13a-15(f) and 15d-15(f)) for the registrant and have:

   (a) Designed such disclosure controls and procedures, or caused such disclosure controls and procedures to be designed under our supervision,

to ensure that material information relating to the registrant, including its consolidated subsidiaries, is made known to us by others withinthose entities, particularly during the period in which this report is being prepared:

   (b) Designed such internal control over financial reporting, or caused such internal control over financial reporting to be designed under our

supervision, to provide reasonable assurance regarding the reliability of financial reporting and the preparation of financial statements forexternal purposes in accordance with generally accepted accounting principles;

   (c) Evaluated the effectiveness of the registrant’s disclosure controls and procedures and presented in this report our conclusions about the

effectiveness of the disclosure controls and procedures, as of the end of the period covered by this report based on such evaluation, and   (d) Disclosed in this report any change in the registrant’s internal control over financial reporting that occurred during the registrant’s most

recent fiscal quarter (the registrant’s fourth fiscal quarter in the case of an annual report) that has materially affected, or is reasonably likelyto materially affect, the registrant’s internal control over financial reporting; and

   5. The registrant’s other certifying officer and I have disclosed, based on our most recent evaluation of internal control over financial reporting, to the

registrant’s auditors and the audit committee of registrant’s board of directors (or persons performing the equivalent function):   (a) All significant deficiencies and material weaknesses in the design or operation of internal control over financial reporting which are

reasonably likely to adversely affect the registrant’s ability to record, process, summarize and report financial information; and   (b) Any fraud, whether or not material, that involves management or other employees who have a significant role in the registrant’s internal

control over financial reporting. January 22, 2020   /s/ Jason B.  Few

 

  Jason B. FewPresident, Chief Executive Officer and Chief Commercial Officer(Principal Executive Officer)

 

 

 Exhibit 31.2

CERTIFICATIONI, Michael Bishop, certify that:   1. I have reviewed this annual report on Form 10-K of FuelCell Energy, Inc.;   2. Based on my knowledge, this report does not contain any untrue statement of a material fact or omit to state a material fact necessary to make the

statements made, in light of the circumstances under which such statements were made, not misleading with respect to the period covered by thisreport;

   3. Based on my knowledge, the financial statements, and other financial information included in this report, fairly present in all material respects the

financial condition, results of operations and cash flows of the registrant as of, and for, the periods presented in this report;   4. The registrant’s other certifying officer and I are responsible for establishing and maintaining disclosure controls and procedures (as defined in

Exchange Act Rules 13a-15(e) and 15d-15(e)) and internal control over financial reporting (as defined in Exchange Act Rules 13a-15(f) and 15d-15(f)) for the registrant and have:

   (a) Designed such disclosure controls and procedures, or caused such disclosure controls and procedures to be designed under our supervision,

to ensure that material information relating to the registrant, including its consolidated subsidiaries, is made known to us by others withinthose entities, particularly during the period in which this report is being prepared;

   (b) Designed such internal control over financial reporting, or caused such internal control over financial reporting to be designed under our

supervision, to provide reasonable assurance regarding the reliability of financial reporting and the preparation of financial statements forexternal purposes in accordance with generally accepted accounting principles;

   (c) Evaluated the effectiveness of the registrant’s disclosure controls and procedures and presented in this report our conclusions about the

effectiveness of the disclosure controls and procedures, as of the end of the period covered by this report based on such evaluation, and   (d) Disclosed in this report any change in the registrant’s internal control over financial reporting that occurred during the registrant’s most

recent fiscal quarter (the registrant’s fourth quarter in the case of an annual report) that has materially affected, or is reasonably likely tomaterially affect, the registrant’s internal control over financial reporting; and

   5. The registrant’s other certifying officer and I have disclosed, based on our most recent evaluation of internal control over financial reporting, to the

registrant’s auditors and the audit committee of registrant’s board of directors (or persons performing the equivalent function):   (a) All significant deficiencies and material weaknesses in the design or operation of internal control over financial reporting which are

reasonably likely to adversely affect the registrant’s ability to record, process, summarize and report financial information; and   (b) Any fraud, whether or not material, that involves management or other employees who have a significant role in the registrant’s internal

control over financial reporting. January 22, 2020   /s/ Michael S. Bishop

 

  Michael S. BishopExecutive Vice President, Chief Financial Officer and Treasurer(Principle Financial Officer and Principle Accounting Officer)

 

 

 Exhibit 32.1

CERTIFICATION PURSUANT TO18 U.S.C. SECTION 1350,

AS ADOPTED PURSUANT TOSECTION 906 OF THE SARBANES-OXLEY ACT OF 2002

In connection with the annual report of FuelCell Energy, Inc. (the “Company”) on Form 10-K for the year ended October 31, 2019 as filed with the Securities and ExchangeCommission on the date hereof (the “Report”), I, Arthur A. Bottone, President and Chief Executive Officer of the Company, certify, pursuant to 18 U.S.C. § 1350, as adoptedpursuant to § 906 of the Sarbanes-Oxley Act of 2002, that:

(1) The Report fully complies with the requirements of Section 13(a) or 15(d) of the Securities Exchange Act of 1934 (15 U.S.C 78m or 78o(d)); and

(2) The information contained in the Report fairly presents, in all material respects, the financial condition and results of operations of the Company. January 22, 2020 /s/ Jason B. Few

 

Jason B. FewPresident, Chief Executive Officer and Chief Commercial Officer(Principal Executive Officer)

 A signed original of this written statement has been provided to the Company and will be retained by the Company and furnished to the SEC or its staff upon request.

 

 Exhibit 32.2

CERTIFICATION PURSUANT TO18 U.S.C. SECTION 1350,

AS ADOPTED PURSUANT TOSECTION 906 OF THE SARBANES-OXLEY ACT OF 2002

In connection with the annual report of FuelCell Energy, Inc. (the “Company”) on Form 10-K for the year ended October 31, 2019 as filed with the Securities and ExchangeCommission on the date hereof (the “Report”), I, Michael Bishop, Chief Financial Officer of the Company, certify, pursuant to 18 U.S.C. § 1350, as adopted pursuant to § 906 ofthe Sarbanes-Oxley Act of 2002, that:

(1) The Report fully complies with the requirements of Section 13(a) or 15(d) of the Securities Exchange Act of 1934 (15 U.S.C 78m or 78o(d)); and

(2) The information contained in the Report fairly presents, in all material respects, the financial condition and results of operations of the Company. January 22, 2020 /s/ Michael S. Bishop

 

Michael S. BishopExecutive Vice President, Chief Financial Officer and Treasurer(Principal Financial Officer and Principal Accounting Officer)

 A signed original of this written statement has been provided to the Company and will be retained by the Company and furnished to the SEC or its staff upon request.